Пакерное оборудование для проведения изоляционных работ в скважине


 


Владельцы патента RU 2495227:

Общество с ограниченной ответственностью Научно-производственная фирма "Пакер" (RU)

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 нефтегазодобывающей промышленности и предназначено для проведения изоляционных и других работ при капитальном ремонте скважин.

Известен пакер разбуриваемый (патент RU 2296853 С2, приор. 14.02.2005), выбранный в качестве аналога. Пакер содержит ствол с резьбовой нарезкой на наружной поверхности, установленные на стволе уплотнительный элемент, верхний и нижний конуса, верхние и нижние захваты, которые связаны с конусами, разрезную гайку, установленную в верхнем конусе, который имеет резьбовую нарезку на внутренней поверхности, и имеющую резьбовую нарезку ствола на внутренней поверхности, и резьбовую нарезку конуса на внешней поверхности. Пакер дополнительно снабжен упором, расположенным в нижней части ствола и представляющим собой пробку или пробку с корпусом.

Недостатком известного пакера разбуриваемого является ограниченность его использования. Данный пакер разбуриваемый можно применять только в качестве пробки, так как упор, закрепленный на нижней части ствола пакера, препятствует сообщению подпакерного и трубного пространств.

Известен разбуриваемый пакер (патент RU 2344270 С2, приор. 26.10.2006), выбранный в качестве аналога, включающий разбуриваемый пакер с установленными на трубчатом стволе уплотнительными элементами, противоположно направленными шлипсовыми узлами, фиксатором и обратным клапаном, и посадочный инструмент с цилиндром, опирающимся на верхние шлипсы пакера, и трубчатым штоком с поршнями, прикрепленным к обратному клапану пакера. Между цилиндром и трубчатым штоком посадочного инструмента размещается дополнительный поршень со свободой осевого перемещения по ним, опирающийся на конус верхнего шлипсового узла, а фиксатор размещается в этом конусе. Также обратный клапан пакера фиксируется в открытом положении срезным элементом, ниже обратного клапана устанавливается дополнительный клапан, запорный элемент которого размещается выше седла и выполняется в виде шара из упругого материала, например полиуретана.

Недостатком известного пакера разбуриваемого является ненадежность обратного клапана. После завершения закачки рабочей жидкости возможна ситуация, при которой давление в трубном пространстве над обратным клапаном будет больше давления под пакером, при этом возврат корпуса обратного клапана будет невозможен. Это приведет к тому, что сохранится сообщение подпакерного и трубного пространств. Герметизация и надежное разобщение требуемых интервалов ствола эксплуатационной колонны пакером будут нарушены.

Известно пакерное оборудование (патент RU 2414586, приор.02.02.2010), принятое за прототип. Патентообладатель данного патента на изобретение является заявителем предлагаемого изобретения. Пакер имеет верхний и нижний разделители. Механизм фиксации пакеровки содержит собачки, на внутренней поверхности которых имеются зубья для взаимодействия с резьбовой нарезкой наружной поверхности ствола пакера. Между верхним конусом и герметизирующим элементом пакера установлена опорная втулка с двухсторонними пилообразными выступами и впадинами, входящими в ответные пазы верхнего конуса и герметизирующего элемента, нижний торец которого также имеет пилообразные выступы, входящие в ответные пазы нижнего конуса.

Недостатками данного пакерного оборудования являются риск преждевременного срабатывания инструмента установочного гидравлического, недостаточная надежность механизма соединения - разъединения инструмента установочного гидравлического с пакером разбуриваемым.

Техническим результатом данного изобретения является предотвращение преждевременного срабатывания инструмента установочного гидравлического, достижение надежной пакеровки, улучшение герметичности пакера, а также повышение надежности механизма соединения-разъединения инструмента установочного гидравлического с пакером разбуриваемым.

Для достижения поставленного технического результата в пакерном оборудовании для проведения изоляционных работ в скважине, включающем пакер разбуриваемый, содержащий ствол с нарезкой на наружной поверхности, герметизирующий элемент, верхние и нижние разрывные плашки и конуса, верхний и нижний разделители, механизм фиксации пакеровки, содержащий собачки, выполненные в виде разрезанной на секторы втулки с зубьями на внутренней поверхности, обжатые по внешней образующей эластичной обоймой, опорную втулку с двухсторонними пилообразными выступами и впадинами, входящими в ответные пазы верхнего конуса и герметизирующего элемента, нижний торец которого имеет пилообразные выступы, входящие в ответные пазы нижнего конуса, а также инструмент установочный гидравлический с цилиндром, штоком, обратным клапаном в виде втулки с посадочным седлом под бросовый шар, зафиксированной при помощи срезных элементов, согласно изобретению, между штоком и цилиндром установлены несколько подвижных втулок и неподвижная втулка, образующие несколько полостей, верхние и нижние разрывные плашки установлены на штоке, причем нижний торец нижней разрывной плашки выполнен наклонным, верхний цилиндр и адаптер соединены при помощи срезных винтов, нижний цилиндр и корпус тарельчатого клапана также соединены при помощи срезных винтов, к нижней части адаптера присоединена корзина с выполненными в ней радиальными переточными отверстиями и радиальными отверстиями под защелки, упирающиеся в выступ нижней части ствола, седло под сбрасываемый шар прикреплено к корзине при помощи срезных винтов, а к нижней части корзины присоединена через переводник концевая втулка, к которой на срезных винтах прикреплены ограничительное кольцо и пробка-центратор с пружинным кольцом.

Также для достижения поставленного технического результата герметизирующий элемент выполнен составным с конусными торцами.

Наличие нескольких подвижных и неподвижной втулок, образующих несколько полостей, обеспечивает снижение давления среза винтов седла за счет увеличения усилия.

Установка верхних и нижних разрывных плашек на штоке увеличивает длину направляющей конусов, следовательно, увеличивается место для выдвижения плашек и обеспечивается гарантированный разрыв плашек.

Выполнение нижнего торца нижней разрывной плашки наклонным обеспечивает равномерное выдвижение плашки, и впоследствии, лучшее сцепление плашки со стенкой эксплуатационной колонны.

Соединение верхнего цилиндра с адаптером при помощи срезных винтов служит для предотвращения преждевременного срабатывания инструмента установочного гидравлического, например, при опрессовке.

Соединение нижнего цилиндра с корпусом тарельчатого клапана при помощи срезных винтов служит для предотвращения преждевременной посадки пакера разбуриваемого, например, в случае удара при спуске оборудования.

Наличие защелок, размещенных в радиальных отверстиях корзины, а также выступа под защелки в нижней части ствола повышает надежность механизма соединения-разъединения инструмента установочного гидравлического с пакером разбуриваемым.

Наличие присоединенной к корзине через переводник концевой втулки снижает металлоемкость конструкции при использовании пакера разбуриваемого как мостовой пробки для отключения нижележащего пласта без установки цементного моста.

Наличие прикрепленного к втулке ограничительного кольца предотвращает преждевременную посадку пробки-центратора при подъеме инструмента установочного гидравлического, когда пакер разбуриваемый используется как заливочная пробка для закачки рабочей жидкости в подпакерную зону.

Наличие прикрепленной к втулке пробки-центратора улучшает прохождение пакерного оборудования в эксплуатационной колонне за счет конструкции пробки, совмещения функций пробки и центратора, а также восприятия на себя возникающих ударов.

Выполнение герметизирующего элемента составным с конусными торцами улучшает герметичность пакера.

На фигуре изображено пакерное оборудование для проведения изоляционных работ в скважине в транспортном положении.

Пакерное оборудование для проведения изоляционных работ в скважине состоит из пакера разбуриваемого (ПР) и инструмента установочного гидравлического (ИУГ).

Пакер разбуриваемый (фиг.) состоит из ствола 1 с нарезкой 2 на его наружной поверхности, герметизирующего элемента 3, верхних и нижних разрывных плашек 4,5, верхнего 6 и нижнего 7 конусов. Герметизирующий элемент 3 может быть выполнен составным с конусными торцами. Нижний торец нижней разрывной плашки 5 выполнен наклонным. В пазы верхних и нижних разрывных плашек 4,5 вставлены противоположно направленные зубья 8. Верхние и нижние плашки 4,5 могут быть прикреплены срезными элементами (на фиг. не показаны) соответственно к верхнему 6 и нижнему 7 конусам. Верхний торец нижнего конуса 7 выполнен с пилообразными впадинами и выступами, например, шлицами, взаимодействующими с ответными пазами герметизирующего элемента 3. Между герметизирующим элементом 3 и верхним конусом 6 установлена опорная втулка 9 с двухсторонними пилообразными впадинами и выступами. Нижний торец опорной втулки 9 находится в зацеплении с герметизирующим элементом 3, а верхний торец - с пазами на верхнем конусе 6. Механизм фиксации пакеровки представляет собой зубчатый механизм прерывистого движения, позволяющий элементам пакера, а именно нижнему конусу 7, герметизирующему элементу 3, опорной втулке 9, верхнему конусу 6 двигаться относительно ствола 1 пакера в одном направлении и не позволяет двигаться в другом. Механизм фиксации пакеровки содержит собачки 10, опирающиеся на втулку 9 и установленные внутри верхнего конуса 6. Собачки 10 выполнены в виде разрезанной на секторы втулки и прижимаются к стволу эластичной обоймой 11. На внутренней поверхности собачек 10 имеются зубья, входящие в зацепление с нарезкой 2 на стволе 1 ПР. Нарезка выполнена в форме несимметричных зубьев, имеющих упор с одной стороны. В верхней части ствола 1 пакера установлен верхний разделитель в виде тарельчатого клапана. Тарелка 12 клапана подпружинена для закрытия клапана и перекрытия проходного сечения пакера разбуриваемого и прикреплена к корпусу 13 клапана, соединенному в нижней части со стволом 1.

Инструмент установочный гидравлический состоит из штока 14, соединенного с адаптером 15, верхнего подвижного цилиндра 16, который удлинен накрученным нижним цилиндром 17 и законтрен гайкой 18. Верхний цилиндр 16 имеет отверстия 19 для сообщения затрубного пространства с полостью А. Между штоком 14 и верхним цилиндром 16 установлены подвижные 20,21 втулки и неподвижная втулка 22. Полость А образована между верхним цилиндром 16 и штоком 14 и ограничена сверху подвижной втулкой 20, а снизу неподвижной втулкой 22. Шток 14 в верхней части имеет отверстия 23,24 для сообщения трубного пространства с полостями Б, В. Полость Б образована между верхним цилиндром 16 и штоком 14. Полость В образована между верхним цилиндром 16 и штоком 14 и ограничена сверху неподвижной втулкой 22, а снизу подвижной втулкой 21. Верхний цилиндр 16 соединен с адаптером 15 при помощи срезных винтов 25, предотвращающих преждевременное приведение ИУГ в рабочее состояние, например, при опрессовке. Нижний цилиндр 17 соединен с корпусом 13 тарельчатого клапана при помощи срезных винтов 26, предовращающих преждевременную посадку ПР, например, в случае удара при спуске оборудования. К нижней части адаптера 15 присоединена корзина 27 с радиальными переточными отверстиями 28. К корзине 27 прикреплено при помощи срезных винтов 29 седло 30 под сбрасываемый шар 31. Корзина 27 соединена с концевой втулкой 32 или трубой (на фиг. не показана) через переводник 33. К концевой втулке 32 на срезных винтах 34 прикреплено ограничительное кольцо 35. К концевой втулке 32 также присоединен на срезных винтах 36 нижний разделитель в виде пробки-центратора 37 с пружинным кольцом 38. Ограничительное кольцо 35 необходимо для предотвращения преждевременной посадки пробки-центратора 37 при подъеме ИУГ, когда ПР используется как заливочная пробка для закачки рабочей жидкости в подпакерную зону.

Пакер разбуриваемый зафиксирован на инструменте установочном гидравлическом при помощи защелок 39, установленных в радиальные отверстия корзины 27 и упирающихся в выступ ствола 1 пакера разбуриваемого.

Пакер разбуриваемый работает следующим образом.

Спускают колонну труб с пакером разбуриваемым в транспортном положении (фиг.). В процессе спуска трубы самозаполняются скважинной жидкостью через радиальные переточные отверстия 28 в корзине 27. После достижения ПР заданной глубины, в колонну труб бросают шар 31. При создании трубного давления, шар 31 закрывает седло 30, жидкость через отверстия 23,24 попадает в полости Б, В перемещает подвижные втулки 20,21 и верхний 16 и нижний 17 цилиндры вниз относительно штока 14. Срезаются винты 25, приводящие ИУГ в рабочее состояние. Через верхние разрывные плашки 4, верхний конус 6 и герметизирующий элемент 3 движение передается на нижний конус 7. Причем зубья собачек 10 под действием движения конуса 6 перемещаются по нарезке 2 ствола 1 пакера, как только зуб достигает крайнего положения по нарезке, происходит перещелкивание на более нижнюю насечку. Обойма 11, выполненная эластичной, например, резиновой, обеспечивает плотное прижатие собачек 10 к стволу 1 пакера. При определенном расчетном давлении происходит срабатывание нижних разрывных плашек 5. Герметизирующий элемент 3, деформируясь, перекрывает кольцевое межтрубное пространство. Затем происходит срабатывание верхних разрывных плашек 4.

При дальнейшем повышении давления разрушаются срезные элементы 29, удерживающие седло 30. Седло 30, шар 31 и защелки 36 падают в корзину 27, при этом ПР отсоединяется от ИУГ, открывая тем самым канал для закачки рабочей жидкости в пласт через радиальные переточные отверстия 28. Производятся запланированные технологические операции в подпакерном пространстве. По окончании работ, при подъеме колонны труб с ИУГ, срезаются винты 34 ограничительного кольца 35 и пробка-центратор 36 закрывает канал ПР снизу. Ограничительное кольцо 35 и пробка-центратор 37 перемещаются в ствол 1, закрывая канал ПР снизу. При этом срезаются винты 36 пробки-центратора 37, а пружинное кольцо 38 стопорит пробку от осевого перемещения. Далее при подъеме НКТ тарельчатый клапан закрывает канал ПР сверху, обеспечивая удержание перепада давления на пакер сверху. Затем, при необходимости обработки надпакерного интервала, производится подъем ИУГ на колонне труб на определенную величину до упора ограничительного кольца 35 в ствол 1 и появления циркуляции.

По окончании процесса изоляционных работ производится подъем колонны труб вместе с ИУГ из скважины.

Предлагаемое техническое решение 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.

1. Пакерное оборудование для проведения изоляционных работ в скважине, включающее пакер разбуриваемый, содержащий ствол с нарезкой на наружной поверхности, герметизирующий элемент, верхние и нижние разрывные плашки и конуса, верхний и нижний разделители, механизм фиксации пакеровки, содержащий собачки, выполненные в виде разрезанной на секторы втулки с зубьями на внутренней поверхности, обжатые по внешней образующей эластичной обоймой, опорную втулку с двухсторонними пилообразными выступами и впадинами, входящими в ответные пазы верхнего конуса и герметизирующего элемента, нижний торец которого имеет пилообразные выступы, входящие в ответные пазы нижнего конуса, а также инструмент установочный гидравлический с цилиндром, штоком, обратным клапаном в виде втулки с посадочным седлом под бросовый шар, зафиксированной при помощи срезных элементов, отличающееся тем, что между штоком и цилиндром установлены несколько подвижных втулок и неподвижная втулка, образующие несколько полостей, верхние и нижние разрывные плашки установлены на штоке, причем нижний торец нижней разрывной плашки выполнен наклонным, верхний цилиндр и адаптер соединены при помощи срезных винтов, нижний цилиндр и корпус тарельчатого клапана также соединены при помощи срезных винтов, к нижней части адаптера присоединена корзина с выполненными в ней радиальными переточными отверстиями и радиальными отверстиями под защелки, упирающиеся в выступ нижней части ствола, седло под сбрасываемый шар прикреплено к корзине при помощи срезных винтов, а к нижней части корзины присоединена через переводник концевая втулка, к которой на срезных винтах прикреплены ограничительное кольцо и пробка-центратор с пружинным кольцом.

2. Пакерное оборудование по п.1, отличающееся тем, что герметизирующий элемент выполнен составным с конусными торцами.



 

Похожие патенты:

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.

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.

Изобретение относится устройству, используемому для испытаний на герметичность в скважине и трубопроводе. Устройство для удаления заглушки содержит трубчатый кожух, кольцевой кожух и поршень.

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при пакеровании интервалов горизонтальной скважины. Обеспечивает фиксацию пакерного устройства в горизонтальном стволе скважины.

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

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 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.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к области вторичного воздействия вакуумом на продуктивный пласт. Устройство для имплозионной обработки пласта содержит полый корпус с входящей в него депрессионной камерой и пакер. На корпусе телескопически установлена и зафиксирована срезным винтом крышка, соединенная снизу со штоком переменного сечения, имеющим ограничитель. Ограничитель установлен с возможностью взаимодействия с внутренним выступом корпуса. При этом шток переменного сечения установлен с возможностью взаимодействия с переточным отверстием корпуса. Крышка сверху соединена с колонной труб. Шток переменного сечения выполнен полым и сообщает внутреннее пространство колонны труб с депрессионной камерой. При этом полый шток переменного сечения оснащен конусной поверхностью, сужающейся снизу вверх и выполненной с углом наклона 10-20°. Пакер выполнен в виде чередующихся металлических колец и резиновых бочкообразных уплотнений. Техническим результатом является повышение надежности и эффективности работы устройства, а также исключение загрязнения приустьевой территории продуктами имплозионной обработки пласта. 2 ил.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и предназначено для перекрытия межтрубного пространства добывающих скважин при проведении ремонтно-изоляционных работ. Обеспечивает возможность гидравлической посадки с помощью посадочного инструмента, с защитой ствола пакера от избыточного давления, возможность отсоединения посадочного инструмента от ствола пакера с сохранением герметичности лифтовой колонны труб и возможностью подачи изолирующего состава в подпакерную зону, возможность отсечки подпакерной зоны от осевого канала ствола пакера после окончания технологического процесса, возможность осуществления прямой или обратной промывки осевого канала лифтовой колонны труб, возможность многократного применения посадочного клапана. Разбуриваемый пакер состоит из ствола с башмаком на нижнем конце, в осевом канале которого установлен подпружиненный обратный клапан. На ствол установлены нижние и верхние разрывные плашки с разжимными конусами, уплотнительный элемент и подвижная опора с пакетом разрезных стопорных колец. Ствол снабжен внутренней расточкой на нижнем конце. В осевом канале ствола находится полый шток с удлинителем и цангой. Удлинитель имеет продольные пазы. Лепестки цанги снабжены головками, которые установлены с возможностью взаимодействия с внутренней расточкой ствола. Также они взаимодействуют с опорой на конус обратного клапана в его осевом канале через пазы удлинителя. Удлинитель снабжен дроссельной шайбой, радиальными отверстиями над ней и установлен с возможностью торцевого контакта с обратным клапаном башмака. Шток снабжен переходной муфтой с регулировочной гайкой и связан со стволом срезным элементом. 4 ил.

Изобретение относится к способам герметизации эксплуатационной колонны. Перед герметизацией эксплуатационной колонны временно блокируют пласт самораспадающимся после проверки герметичности нижнего пакера гелем, затем на устье скважины снизу вверх собирают следующую компоновку: нижний пакер, труба, длина которой больше протяженности интервалов нарушения, верхний пакер, левый переводник, разделительный клапан. Производят спуск компоновки на посадочном инструменте в эксплуатационную колонну скважины в интервал герметизации эксплуатационной колонны, далее производят одновременную посадку пакеров, после чего поочередно проверяют герметичность посадки нижнего и верхнего пакеров снижением уровня жидкости в эксплуатационной колонне свабированием по посадочному инструменту, причем сначала проверяют герметичность посадки нижнего пакера, а затем верхнего пакера, при герметичной посадке обоих пакеров вращают по часовой стрелке посадочный инструмент с устья скважины, отворачивая посадочный инструмент с разделительным клапаном от левого переводника, извлекают посадочный инструмент с разделительным клапаном 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. Технический результат - повышение эффективности реализации способа за счет обеспечения герметичности с возможностью извлечения двухпакерной компоновки на устье скважины и упрощение технологического процесса осуществления способа за одну спускоподъемную операцию. 4 ил., 1 табл.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, а именно к устройствам для разобщения пластов в скважине при раздельной закачке в них различных реагентов. Устройство для обработки пластов в скважине содержит пакер, включающий проходной в осевом направлении корпус с фигурным пазом на наружной поверхности, обойму со штифтом и шлипсами, причем штифт установлен в фигурный паз и имеет возможность перемещения по траектории фигурного паза, и эластичную манжету, разобщитель, включающий ствол с верхней и нижней резьбой, и золотник, расположенный внутри ствола и соединенный с ним срезными элементами, золотник снабжен расточкой, в которой установлено стопорное кольцо, взаимодействующее с кольцевой проточкой, расположенной в нижней части ствола, и седлом для запорного элемента, сбрасываемого вовнутрь устройства перед обработкой верхнего пласта, и нижнее кольцо, навернутое на нижнюю резьбу ствола, 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, причем снизу золотник разобщителя снабжен осевым центральным отверстием, при этом расточка, в которую установлено стопорное кольцо, выполнена на внутренней поверхности золотника, а нижнее кольцо выполнено в виде крышки, навернутой на нижнюю резьбу ствола разобщителя, причем снизу крышка снабжена наружной резьбой для соединения с корпусом проходного пакера, а по центру крышка снабжена жесткозакрепленным на ней стержнем, направленным в сторону золотника, а также осевыми отверстиями по окружности, при этом пропускная способность отверстий крышки больше пропускной способности центрального отверстия золотника, а стержень имеет возможность герметичного взаимодействия с осевым центральным отверстием золотника после посадки запорного элемента на седло золотника и осевого перемещения золотника относительно ствола разобщителя, причем кольцевая проточка, имеющая возможность взаимодействия со стопорным кольцом, выполнена на наружной поверхности стержня в виде кольцевых насечек, направленных противоположно стопорному кольцу, при этом запорный элемент выполнен в виде полусферы, жесткозакрепленной сверху со штоком, оснащенным уплотнительными дисками. Предлагаемое устройство позволяет произвести поинтервальную обработку пластов в горизонтальной скважине, так как гарантировано обеспечивает посадку запорного элемента на седло золотника, повышает долговечность и надежность работы устройства, имеет расширенные технологические возможности работы, при этом снижается стоимость изготовления устройства. 4 ил.

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.
Наверх