Уплотнительный элемент пакера


 


Владельцы патента RU 2490425:

Акопов Сергей Аршавирович (RU)

Изобретение относится к нефтяной и газовой промышленности, в частности к уплотнительным элементам пакера, и может быть использовано для оснащения пакеров. Обеспечивает высокую надежность и долговечность в работе. Уплотнительный элемент пакера выполнен в виде пакета уплотнительных манжет, установленных с возможностью взаимодействия друг с другом. Уплотнительный элемент выполнен, по крайней мере, из трех слоев: внутренней цилиндрической оболочки, наружной цилиндрической оболочки и промежуточной цилиндрической оболочки. Материал промежуточной цилиндрической оболочки взят с большим коэффициентом объемного расширения, чем у внутренней и наружной цилиндрических оболочек. На наружной поверхности внутренней цилиндрической оболочки выполнен ряд технологических проточек. На внутренней поверхности наружной цилиндрической оболочки выполнены кольцевые технологические выступы с расчетным шагом, смещенные на половину расстояния между технологическими проточками внутренней цилиндрической оболочки. Толщина промежуточной цилиндрической оболочки принята равной половине суммарной толщины внутренней и наружной цилиндрических оболочек. Промежуточная цилиндрическая оболочка выполнена с возможностью изменения физико-механических свойств материала и объема. На внутренней поверхности уплотнительного элемента выполнены конические фаски. 1 ил.

 

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

Уровень техники

Известен уплотнительный элемент гидравлического пакера по авт. св. №840287, при этом с целью повышения эффективности перекрытия кольцевого пространства скважины, диаметр которой больше номинального, на промежуточном пояске, сопряженном с крайним силовым пояском, контактирующим с открытой частью манжеты, выполнены наклонные относительно продольной оси пакера сквозные пазы (см. а.с. SU №964107, МПК E21B 33/12, опубл. 07.10.1982 г.).

Недостатком данного уплотнительного элемента является то, что при его работе на участках ствола скважины, диаметр которых больше номинального, промежуточный поясок, деформируясь, не может достаточно надежно обеспечить торцовую защиту пакера, что может привести к разрушению эластичной манжеты и выходу уплотнительного элемента из строя.

Известен пакер, включающий, полый шток, уплотнительный элемент с нижней металлической опорой, размещенный на наружной поверхности полого штока, верхний переводник, связанный с полым штоком шлицевым соединением, нижний переводник, жестко связанный с полым штоком, и верхнюю опору, жестко связанную с верхним переводником, при этом с целью повышения надежности перекрытия ствола скважины некруглого сечения, он снабжен упругими планками, верхние концы которых шарнирно связаны с верхней опорой, а нижние установлены с возможностью осевого перемещения относительно штока и взаимодействия с уплотнительным элементом, причем упругие планки образуют распорный конус, а уплотнительный элемент выполнен с конической расточкой ответной формы распорного конуса и имеет размещенные соосно ему металлические стержни (см. а.с. SU №1530753 МПК E21B 33/12 опубл. 23.12.89 г. Бюл. №47).

Повышение надежности перекрытия межтрубного пространства ствола скважины обеспечивается за счет ввода внутрь уплотнительного элемента металлических стержней, обладающих упругостью, на дополнительное поджатие уплотнительного элемента направлено также техническое решение - установка на шарнире упругих планок, поджимаемых к конической поверхности, на внутренней поверхности конической расточки уплотнительного элемента.

Недостатки конструкции:

- ввод внутрь уплотнительного элемента закладных деталей в виде металлических стержней приводит не к поджатию к стенке трубы обсадной колонны, а направлено на обеспечение съема пакера, размещение металлических стержней внутри уплотнительного элемента, не способствует равномерному поджатию к уплотняемой поверхности, в промежутках между металлическими стержнями резина будет иметь сложнонапряженное состояние с меньшим усилием поджатия.

Ввод металлических стержней внутрь резины неизбежно снижает прочность и долговечность уплотнительного элемента;

- в процессе эксплуатации уплотнительного элемента, поддержание необходимых контактных напряжений на уплотняемой поверхности не осуществляется;

- своему значению обычно имеют меньшие значения, что не всегда желательно.

Известен гидравлический пакерующий элемент, в уплотнительном элементе которого:

- между конической поверхностью корпуса и коническим вкладышем зажаты плетеные стальные ленты, которые внахлест одна к другой и сплетены из стальной латунированной проволоки.

Стальная лента предварительно покрыта резиновой массой, с заполнением пустот между витками проволоки. На ленточный цилиндр снаружи накладывается сырая резина, покрытая снаружи прочной широкой лентой. Затем в таком состоянии изделие помещается в печь для вулканизации.

Возможны варианты из двух или трех концентрично расположенными металлическими ленточными цилиндрами (см. А.М. Ясашин. «Вскрытие, опробование и испытание пластов». - Москва, «Недра», 1979 г. с.190-193.)

Недостатками данного пакетирующего элемента являются:

- разрушение концевых элементов эластичной оболочки;

- так же как и в резинотканевых элементах на концевых частях оболочки возникают остаточные деформации;

- поддержание и сохранение контактных напряжений на границе оболочка - внутренняя поверхность трубы обсадной колонны, возможно только в случае постоянного поддержания избыточного давления в осевом канале, что делает невозможным его применение в условиях отсутствия-сброса давления.

Известно устройство для разобщения пластов в скважине, включающее ствол с осевым каналом и радиальными отверстиями, кожух, размещенный концентрично стволу и образующий с ним кольцевую полость, установленные на стволе упор, уплотнительную манжету и разжимной конус с конической торцовой поверхностью в нижнее части, расположенный в кольцевой полости между стволом и кожухом, при этом оно снабжено разрезной обечайкой и дополнительной уплотнительной манжетой, расположенной в кольцевой полости под разжимным конусом, выполненной из материала, жесткость которого больше жесткости материала основной уплотнительной манжеты, и сопряженной с последней по конической поверхности с углом конуса меньшим, чем угол торцовой поверхности разжимного конуса, причем разрезная обечайка выполнена из того же материала, что и разжимной конус (см. а.с. SU №1758207 МПК E21B 33/12, опубл. 30.08.92 г. Бюл. №32).

Недостатком данного устройства является невысокая надежность.

Известна конструкция уплотнительного элемента с механизмом посадки, в котором механизм посадки-деформации уплотнительного элемента, выполненного в виде цилиндрической оболочки осуществляется путем ввода внутрь разжимного конуса, с созданием растягивающих напряжений при его радиальной деформации к стенке обсадной колонны (см. «Упругое деформирование уплотнителя» Литвинов В.М., Литвинов А.В. Сборник научных трудов. Серия «Нефть и газ». Вып.II, Сев. - Кав. ГТУ, Ставрополь, 1999 г., с.192-202).

Недостатком данного уплотнительного элемента является его невысокая надежность и герметичность.

Наиболее близким по технической сущности и достигаемому положительному эффекту и принятое авторами за прототип является конструкция уплотняющих элементов пакера, выполненная из нескольких, установленных одно над другим манжет, которые расширяются в радиальном направлении, при приложении к этому пакету осевой сжимающей нагрузки. Материал манжет-резина с наполнителями в виде ткани.

Осевая нагрузка создается различными способами:

- передачей веса лифтовой колонны труб;

- передачей гидравлического давления на кольцевой поршень со стороны рабочей жидкости;

- создание осевой нагрузки, за счет передачи крутящего момента на лифтовую или бурильную колонну труб. Расширенный, до контакта с обсадной колонной, уплотнитель фиксируется в напряженном состоянии специальными устройствами, входящими в состав в конструкции пакера. Для предотвращения затекания материала уплотнителя в уплотняемый кольцевой зазор, уплотнительный элемент пакера оснащается экструзионными шайбами (см. Л.Г. Чичеров «Нефтепромысловые машины и механизмы». - М., «Недра», 1983 г. с.21-25).

После посадки деформация уплотнительного элемента, с созданием необходимых контактных напряжений на уплотняемой поверхности, в известных конструкциях уплотнительных элементов, в процессе эксплуатации пакера возможно снижение этих напряжений с потерей герметичности. Восстановить и поддерживать эти контактные напряжения представляется проблематичным.

Раскрытие изобретения

Задачей предлагаемого изобретения является разработка уплотнительного элемента пакера, обладающего высокой надежностью и долговечностью в работе, за счет установки дополнительной цилиндрической манжеты выполненной из материала большей жесткости, чем основная уплотнительная манжета.

Технический результат, который может быть получен с помощью предлагаемого изобретения, сводится к высокой надежности и долговечности в работе.

Технический результат достигается с помощью уплотнительного элемента пакера выполненного в виде пакета уплотнительных манжет, установленных с возможностью взаимодействия друг с другом, при этом уплотнительный элемент выполнен, по крайней мере, из трех слоев: внутренней цилиндрической оболочки, наружной цилиндрической оболочки и промежуточной цилиндрической оболочки, причем материал промежуточной цилиндрической оболочки взят с большим коэффициентом объемного расширения, чем у внутренней и наружной цилиндрических оболочек, при этом на наружной поверхности внутренней цилиндрической оболочки выполнен ряд технологических проточек с расчетным шагом 1=2,5, δ а на внутренней поверхности наружной цилиндрической оболочки выполнены кольцевые технологические выступы с расчетным шагом, смещенные на половину расстояния между технологическими проточками внутренней цилиндрической оболочки, при этом толщина промежуточной цилиндрической оболочки принята равной половине суммарной толщины внутренней и наружной цилиндрических оболочек, причем промежуточная цилиндрическая оболочка выполнена с возможностью изменения физико-механических свойств материала и объема, а на внутренней поверхности уплотнительного элемента выполнены конические фаски.

Однако известно, что деформация уплотнителя в радиальном направлении с использованием конуса, требует меньших осевых усилий, чем при осевом нагружении, герметичность перекрытия межтрубного пространства уплотнителем возможна при достижении контактных напряжений на границе, имеющих значения, превосходящими давление окружающей среды.

Важным фактором для оценки конструкции пакера является получение максимально возможного внутреннего диаметра ствола пакера, для обеспечения максимального пропуска объема пластового флюида при добыче из скважины.

При деформации уплотнительного элемента максимальное значение контактных напряжений существует в месте приложения осевого усилия, то есть напряжение распределяются неравномерно, а восприятие перепада давления уплотнительным элементом происходит со стороны, где контактные напряжения по своему значению обычно имеют меньшие значения, что не всегда желательно. Выполнение уплотнительного элемента пакера многослойным, со слоями с различными физико-механическими свойствами, промежуточный слой которого обладает свойствами изменять свой объем за счет взаимодействия с пластовым флюидом, с увеличением и поддержанием контактных напряжений на уплотняемых поверхностях, в процессе длительного нахождения в скважине, позволяет снизить необходимые осевые нагрузки для посадки пакера, а также повысить долговечность работы.

При посадке пакера и деформации уплотнительного элемента, после выхода дополнительной уплотнительной манжеты из кольцевой полости, разжимной конус входит внутрь последней, раздвигая ее вместе с основной уплотнительной манжетой. Таким образом, внутренняя цилиндрическая оболочка, наружная цилиндрическая оболочка и промежуточная цилиндрическая оболочка, занимают положение одна в другой, то есть имеют многослойную цилиндрическую структуру.

При проведении патентно-информационного поиска не обнаружено технических решений, в которых уплотнительный элемент пакера выполнен многослойным, с размещением между внутренней и наружной цилиндрическими оболочками промежуточной цилиндрической оболочки, материал которой обладает большим коэффициентом объемного расширения, а достигаемый технический результат обусловлен свойствами частей рассматриваемой конструкции и связи между ними.

Краткое описание чертежей

На чертеже дан уплотнительный элемент пакера, общий вид.

Осуществление изобретения

Уплотнительный элемент пакера выполнен в виде пакета (на фиг. не обозначен) уплотнительных манжет, установленных с возможностью взаимодействия друг с другом, при этом уплотнительный элемент выполнен, по крайней мере, из трех слоев: внутренней цилиндрической оболочки 1, наружной цилиндрической оболочки 2 и промежуточной цилиндрической оболочки 3, причем материал промежуточной цилиндрической оболочки 3 взят с большим коэффициентом объемного расширения, чем у внутренней и наружной цилиндрических оболочек 1, 2 соответственно, при этом на наружной поверхности внутренней цилиндрической оболочки 1 выполнен ряд технологических проточек 4 с расчетным шагом 1=2,5 δ, а на внутренней поверхности наружной цилиндрической оболочки 2 выполнены кольцевые технологические выступы 5 с расчетным шагом, смещенные на половину расстояния между технологическими проточками 4 внутренней цилиндрической оболочки 1, при этом толщина промежуточной цилиндрической оболочки 3 принята равной половине суммарной толщины внутренней и наружной цилиндрических оболочек 1, 2 соответственно, причем промежуточная цилиндрическая оболочка 3 выполнена из материала, который при взаимодействии с пластовым флюидом имеет возможность изменять свои физико-механические свойства, в том числе и объем, а на внутренней поверхности уплотнительного элемента выполнены конические фаски 6 и 7.

Уплотнительный элемент пакера эксплуатируют следующим образом.

После посадки пакера и деформации уплотнительного элемента в радиальном направлении, к внутренней поверхности трубы обсадной колонны (на фиг. не показано), с перекрытием кольцевого зазора и созданием необходимых контактных напряжений на уплотняемой поверхности, происходит эксплуатация пакера.

Промежуточную цилиндрическую оболочку 3 устанавливают между двумя внутренней цилиндрической и наружной цилиндрической оболочками 1 и 2, которая имеет возможность прямого контакта с пластовой жидкостью коническими фасками 6 и 7, выполненными на внутренней поверхности торцов уплотнительного элемента, причем материал промежуточной цилиндрической оболочки 3 взят с большим коэффициентом объемного расширения, чем у внутренней и наружной цилиндрических оболочек 1, 2 соответственно, при этом на наружной поверхности внутренней цилиндрической оболочки 1 выполнен ряд технологических проточек 4 с расчетным шагом 1=2,5 δ, а на внутренней поверхности наружной цилиндрической оболочки 2 выполнены кольцевые технологические выступы 5 с расчетным шагом, смещенные на половину расстояния между технологическими проточками 4 внутренней цилиндрической оболочки 1 для точного взаимодействия друг с другом, при этом толщина промежуточной цилиндрической оболочки 3 принята равной половине суммарной толщины внутренней и наружной цилиндрических оболочек 1, 2 соответственно, причем промежуточная цилиндрическая оболочка 3 выполнена из материала, который при взаимодействии с пластовым флюидом имеет возможность изменять свои физико-механические свойства, в том числе и объем, при этом после деформации уплотнительного элемента, разжим уплотнительного элемента пакера осуществляют за счет ввода разжимного конуса (на фиг. не показан) внутрь конической фаски 6 и 7, при этом пластовая жидкость взаимодействует с материалом промежуточной цилиндрической оболочки 3, так как оболочка 3 имеет коэффициент объемного расширения, больший чем у материала внутренней и наружной цилиндрических оболочек 1 и 2, то происходит постоянный дополнительный поджим этих оболочек 1, 2 к уплотняемым поверхностям ствола пакера и трубы обсадной колонны, за счет того, что промежуточная цилиндрическая оболочка 3 изменяет свои упругие и деформационные свойства при набухании.

Увеличение объема промежуточной цилиндрической оболочки 3, за счет взаимодействия с пластовой жидкостью способствует дополнительному поджатию внутренней и наружной цилиндрических оболочек 1, 2 соответственно, к уплотняемым поверхностям ствола пакера и внутренней поверхности обсадной колонны.

Таким образом, деформация уплотнительного элемента в радиальном направлении с использованием конуса, требует меньших осевых усилий, чем при осевом нагружении, герметичность перекрытия межтрубного пространства уплотнителем возможна при достижении контактных напряжений на границе, имеющих значения, превосходящими давление окружающей среды. Важным фактором для оценки конструкции пакера является получение максимально возможного внутреннего диаметра ствола пакера, для обеспечения максимального пропуска объема пластового флюида при добыче из скважины. При деформации уплотнительного элемента максимальное значение контактных напряжений существует в месте приложения осевого усилия, т.е. напряжение распределяются неравномерно, а восприятие перепада давления уплотнительным элементом происходит со стороны, где контактные напряжения по своему значению обычно имеют меньшие значения, что не всегда желательно. Выполнение уплотнительного элемента пакера многослойным, со слоями: внутренней цилиндрической оболочки, наружной цилиндрической оболочки и промежуточной цилиндрической оболочки, причем материал промежуточной цилиндрической оболочки с различными физико-механическими свойствами обладает свойствами изменять свой объем за счет взаимодействия с пластовым флюидом, с увеличением и поддержанием контактных напряжений на уплотняемых поверхностях, в процессе длительного нахождения в скважине, позволяет снизить необходимые осевые нагрузки для посадки пакера, а также повысить долговечность работы.

Предлагаемое изобретение по сравнению с прототипом и другими известными техническими решениями имеет следующие преимущества:

- высокая надежность и долговечность в работе;

- повышение эффективности эксплуатации скважины;

- улучшение экологической обстановки окружающей среды.

Уплотнительный элемент пакера, выполненный в виде пакета уплотнительных манжет, установленных с возможностью взаимодействия друг с другом, отличающийся тем, что уплотнительный элемент выполнен, по крайней мере, из трех слоев: внутренней цилиндрической оболочки, наружной цилиндрической оболочки и промежуточной цилиндрической оболочки, причем материал промежуточной цилиндрической оболочки взят с большим коэффициентом объемного расширения, чем у внутренней и наружной цилиндрических оболочек, при этом на наружной поверхности внутренней цилиндрической оболочки выполнен ряд технологических проточек, а на внутренней поверхности наружной цилиндрической оболочки выполнены кольцевые технологические выступы с расчетным шагом, смещенные на половину расстояния между технологическими проточками внутренней цилиндрической оболочки, при этом толщина промежуточной цилиндрической оболочки принята равной половине суммарной толщины внутренней и наружной цилиндрических оболочек, причем промежуточная цилиндрическая оболочка выполнена с возможностью изменения физико-механических свойств материала и объема, а на внутренней поверхности уплотнительного элемента выполнены конические фаски.



 

Похожие патенты:

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

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 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.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, а именно к устройствам для разобщения пластов в скважине при раздельной закачке в них различных реагентов. Изобретение повышает долговечность и надежность работы устройства и имеет расширенные технологические возможности работы. Устройство для обработки пластов в скважине содержит пакер. Пакер включает в себя проходной в осевом направлении корпус с фигурным пазом на наружной поверхности, обойму со штифтом и шлипсами и эластичную манжету. Штифт установлен в фигурный паз и имеет возможность перемещения в нем. Также устройство содержит разобщитель. Разобщитель состоит из ствола с верхней и нижней резьбой и золотника. Золотник расположен внутри ствола и соединен с ним срезными элементами. Также он снабжен центральным осевым отверстием, конусной расточкой, в которой установлено стопорное кольцо, посадочным седлом для шара, сбрасываемого вовнутрь устройства перед обработкой второго пласта, и нижним кольцом. Нижнее кольцо навернуто на нижнюю резьбу разобщителя и выполнено в виде крышки. Снизу крышка снабжена наружной резьбой для соединения с корпусом проходного пакера, а по центру - жесткозакрепленным на ней стержнем. Также она имеет осевые отверстия по окружности, пропускная способность которых больше пропускной способности центрального отверстия золотника. Стержень направлен в сторону золотника и имеет возможность герметичного взаимодействия с его осевым центральным отверстием после посадки шара на седло золотника и осевого перемещения золотника относительно ствола разобщителя. Стопорное кольцо взаимодействует с кольцевой проточкой, которая расположена в нижней части ствола разобщителя и выполнена в виде кольцевых насечек, направленных противоположно стопорному кольцу. Фигурный паз на наружной поверхности проходного корпуса пакера выполнен в виде поперечной и продольной проточек, расположенных перпендикулярно друг к другу и соединенных между собой в нижней части продольной проточки. 4 ил.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и предназначено для освоения и эксплуатации нефтяных, газовых и нагнетательных скважин, проведения ремонтно-изоляционных работ и других технологических операций, а также селективной обработки пласта под давлением, поинтервальной опрессовки эксплуатационной колонны и поиска негерметичности с использованием двух пакеров. Изобретение позволяет повысить эффективность проводимых в скважине работ, связанных с селективной обработкой пласта, поинтервальной опрессовкой эксплуатационной колонны, поиском негерметичности с использованием двух пакеров, обеспечить возможность передачи крутящего момента на колонну труб или оборудование, установленные под пакером, гарантировать надежное удерживание пакера от перемещения вниз при создании высоких перепадов давления, обеспечить герметичное перекрытие проходного канала пакера. Пакерно-якорное оборудование для селективной обработки пласта содержит шток, уплотнительный элемент, корпус, переводник и клапан. На штоке пакера установлены составной уплотнительный элемент, верхний и нижний конуса, сверху и снизу от которых размещены верхний и нижний кожухи. В пазах кожухов установлены, соответственно, верхние и нижние опоры. Верхний кожух соединен с корпусом, а нижний кожух - с переводником. В пазу корпуса имеется шпонка. К нижнему переводнику присоединен гидравлический якорь. К нижней части гидравлического якоря прикреплен корпус клапана, внутри которого установлены защитные кольца с уплотнительной манжетой, поджатой снизу гайкой и контргайкой. К нижней части клапана прикреплен механический якорь. Внутри пакерно-якорного оборудования имеется устройство герметизации клапана, зафиксированное в верхнем переводнике пакера через упор. Устройство герметизации клапана состоит из стержня, штанги, на которую установлен фиксатор, и контргайки, накрученной на верхнюю часть устройства. 1 ил.

Группа изобретений относится к нефтедобывающей промышленности, а именно к пакерам с электронным измерительным прибором и способам для их реализации. Обеспечивает повышение эффективности эксплуатации скважины. Пакер с электронным измерительным прибором включает ствол с уплотнительными элементами, разделительным элементом между ними, а также подвижными и неподвижными элементами. Пакер снабжен электронным измерительным прибором с датчиком для контроля состояния герметичности уплотнительных элементов в процессе эксплуатации скважины. По первому варианту электронный измерительный прибор с датчиком или датчик электронного измерительного прибора расположен в герметичном пространстве с постоянным давлением между уплотнительными элементами. По второму варианту электронный измерительный прибор с датчиком или датчик электронного измерительного прибора расположен вне уплотнительных элементов или в уплотнительных и разделительных элементах, при этом датчик электронного измерительного прибора гидравлически связан с герметичным пространством с постоянным давлением между уплотнительными элементами. Способ эксплуатации пакера с электронным измерительным прибором включает спуск в скважину колонны труб с указанным пакером, замер и передачу параметров на поверхность скважины. Электронный измерительный прибор с датчиком или датчик электронного измерительного прибора устанавливают с возможностью гидравлического сообщения с пространством между уплотнительными элементами для контроля состояния герметичности уплотнительных элементов, при этом осуществляют запакеровку пакера и образуют герметичное пространство с постоянным давлением между уплотнительными элементами в виде гидравлической камеры. После посадки пакера электронным измерительным прибором с датчиком замеряют параметры в указанном пространстве. 3 н. и 21 з.п. ф-лы, 11 ил.

Изобретение относится к системе и способам отбора текучей среды из конкретной зоны ствола скважины. Обеспечивает увеличенные степени расширения и более высокие перепады давления депрессии в скважине, уменьшает напряжения, в противном случае создаваемые оправкой инструмента с пакером вследствие перепадов давления. Система отбора текучей среды из конкретной зоны ствола скважины содержит единственный пакер. Пакер имеет структурный слой, который расширяется в стволе скважины и содержит множество дренажных отверстий в зоне расширения. Внутри структурного слоя расположен надувной баллон, а снаружи - уплотнительный слой. Каждое дренажное отверстие взаимодействует с уплотнительным слоем и дренажным элементом. Способ отбора текучей среды из конкретной зоны ствола скважины содержит следующие стадии: охватывание надувного баллона внешним структурным слоем; соединение системы регулирования потока текучей среды с множеством дренажных отверстий; размещение дренажного элемента на каждом дренажном отверстии. Второй способ отбора текучей среды из конкретной зоны ствола скважины включает следующие стадии: выполнение единственного расширяющегося пакера с множеством дренажных отверстий; спуск единственного расширяющегося пакера в ствол скважины; расширение пакера; удаление фильтрационной корки бурового раствора из зоны ствола скважины; осуществление действия насосной системы. 3 н. и 22 з.п. ф-лы, 19 ил.
Наверх