Уплотнительный узел пакера



Уплотнительный узел пакера
Уплотнительный узел пакера
Уплотнительный узел пакера
Уплотнительный узел пакера
Уплотнительный узел пакера

 


Владельцы патента RU 2495228:

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

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

Уплотнительные элементы пакеров обеспечивают перекрытие требуемого интервала скважины при повышенном давлении рабочей среды (вода, нефть, в том числе особо вязкая, с содержанием сероводорода, механических примесей, газ, газовый конденсат и т.п.). Для приведения в действие уплотнительных элементов необходимо приложить усилие определенной величины со стороны бурильной или насосно-компрессорной колонны, чтобы преодолеть упруго-деформационные свойства эластичного элемента. После происходит герметизация требуемого интервала скважины.

Для предотвращения затекания эластичного материала уплотнительного элемента в кольцевой зазор между корпусом пакера и стенками скважины были изобретены раздвижные опоры пакера (патенты №2144129, опубл. 10.01.2000 и №2105864, опубл. 27.02.1998, МПК Е21В 33/12, патентообладатель: Нагуманов М.М.).

К недостаткам применения раздвижных опор в составе пакера относится то, что после использования пакера в скважине, при возврате раздвижных опор в транспортное положение, происходит защемление уплотнительных элементов между раздвижными опорами и вырыв кусочков эластичного материала с поверхности уплотнительного элемента. Также к недостаткам относится то, что при распакеровке происходит выкрашивание уплотнительных элементов в месте их контакта с раздвижными опорами.

Известен уплотнительный элемент пакера, состоящий из упругой среды, внутри которой по высоте уплотнительного элемента размещены пружинящие элементы, выполненные в виде спиральной пружины, закрепленной на опорах уплотнительного элемента (патент США №3252707, кл. 277-181, опубл. 24.05.1966).

Известен уплотнительный элемент пакера, состоящий из упругой среды, внутри которой по всей высоте уплотнительного элемента размещены пружинящие элементы (ав. св. СССР №905431, Е21В 33/12, опубл. 15.02.82, Бюллетень №6). В известном уплотнительном элементе с целью уменьшения величины затекания его в кольцевое пространство скважины, пружинящие элементы выполнены из стержней, имеющих в средней части сферические участки, а по краям цилиндрические, соединенные между собой эластичными кольцами.

Недостатком вышеперечисленных известных уплотнительных элементов является возможность затекания в процессе эксплуатации пакера, эластичного материала уплотнительного элемента в кольцевой зазор между корпусом пакера и стенками скважины.

Известна манжета пакера, содержащая эластичный элемент, армированный металлическими элементами, и втулку, армирующие металлические элементы выполнены в виде двух металлических цанг лепестковой конструкции конической формы, жестко закрепленных на втулке и расположенных коаксиально с перекрытием зазоров между лепестками. При этом лепестки внутренней металлической цанги короче лепестков внешней металлической цанги. Кроме того, эластичный элемент выполнен в виде кольца с трапециедальной формой продольного осевого сечения, при этом наружная поверхность кольца представляет собой два сопряженных участка цилиндрической и усечено-конической формы (патент RU №81249, Е21В 33/12, опубл. 10.03.2009).

К недостаткам известной манжеты пакера относится возможность разрезания эластичного элемента в месте его контакта с металлическими цангами на две части - внешнюю и внутреннюю. Данное явление может привести к оставлению внешней части манжеты в обсадной колонне в виде «чулка» при извлечении пакера из скважины.

Известен пакер разбуриваемый, в котором используется уплотнительный элемент, включающий эластичную манжету и антизатекатель в виде металлических экструзионных шайб (а.с. № 751961, Е21В 33/12, опубл. 30.07.1980 г.).

При посадке пакера происходит радиальная деформация уплотнительного элемента, сопровождающаяся разжимом в радиальном направлении экструзионных шайб до контакта с внутренней поверхностью обсадной колонны. Тем самым обеспечивается защита манжеты от затекания в кольцевой зазор между стенкой скважины и корпусом пакера за счет сведения к минимуму размера данного зазора. Однако при необходимости съема пакера с места установки возможно возникновение проблем из-за того, что экструзионные шайбы, входящие в контакт со стенкой обсадной колонны, препятствуют подъему пакера или же резко увеличивают осевую нагрузку на колонну труб. Даже если срыв пакера был произведен, возможно взаимодействие экструзионных шайб с обсадной колонной при подъеме пакера на поверхность.

Известен уплотнительный узел термостойкого пакера, содержащий ствол с муфтой, тягу с разжимным конусом плашек якоря, мандрель в осевом канале ствола, уплотнение в расточке переходника, поджатое грундбуксой через хвостовик, уплотнитель термостойкого пакера между верхней и нижней опорами, снабженными экструзионными шайбами. Нижняя опора пакера снабжена продольными пазами, равномерно размещенными по периметру, и жестко связана с верхним концом тяги разжимного конуса обоймой, на наружной поверхности с внутренними выступами, входящими в продольные пазы с возможностью осевого перемещения. Тяга снабжена гайкой и бандажом, установленным с возможностью охвата нижней опоры и образованием зазора с торцом обоймы. Уплотнение мандрели снабжено скребком в виде кольца с внутренней расточкой и продольными пазами на торцовых поверхностях, установленным во внутренней проточке хвостовика с возможностью взаимодействия с грундбуксой и наружной поверхностью мандрели (патент №2440483, Е21В 33/12, опубл. 20.01.2012 г.).

К недостаткам известного уплотнительного узла относится риск заклинивания нижних экструзионных шайб из-за их деформации в месте контакта с обоймой. Вследствие чего возврат верхних и нижних экструзионных шайб в исходное положение может быть затруднен или невозможен.

Техническим результатом предлагаемого изобретения является предотвращение затекания резины в уплотняемый зазор, отсутствие разрушения резины при распакеровке и обеспечение гарантированного возврата раздвижного кольца в исходное положение при необходимости извлечения пакера.

Для достижения поставленного технического результата уплотнительный узел пакера, согласно изобретению, состоит из герметизирующего элемента и раздвижного кольца, образованного рядами внешних и внутренних сегментов, уложенных с взаимным перекрытием, при этом сегменты рядов выполнены с возможностью перемещения относительно друг друга, каждый внешний сегмент соединен с двумя внутренними сегментами, причем 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, на внутренних сегментах выполнено отверстие под штифт и отверстие под заклепку, при этом раздвижное кольцо закреплено на одном из торцов герметизирующего элемента при помощи штифта, выполненного в виде стержня со шляпками, расположенными по обоим концам стержня, причем одна из шляпок имеет возможность движения по пазу внешнего сегмента, а другая, совместно с частью стержня внедрена в герметизирующий элемент.

На фиг.1 изображен уплотнительный узел пакера. На фиг.2 представлено раздвижное кольцо уплотнительного узла пакера - вид сверху. На фиг.3 представлено раздвижное кольцо уплотнительного узла пакера - вид сбоку. На фиг.4 показан внешний сегмент раздвижного кольца. На фиг.5 представлен внутренний сегмент раздвижного кольца.

Уплотнительный узел пакера (фиг.1) содержит герметизирующий элемент 1 и установленное на одном из его торцов раздвижное кольцо 2. Раздвижное кольцо 2 образовано рядами внешних 3 и внутренних 4 сегментов (фиг.2, 3). Ряды внешних 3 и внутренних 4 сегментов уложены с взаимным перекрытием. Сегменты рядов выполнены с возможностью перемещения относительно друг друга. Каждый внешний сегмент 3 соединен с двумя внутренними сегментами 4. При этом внешний сегмент 3 соединен с одним из внутренних сегментов 4 подвижно посредством штифта 5, а с другим жестко при помощи заклепки 6. На внешних сегментах 3 (фиг.4) выполнен паз 7 под штифт 5 и отверстие 8 под заклепку 6. На внутренних сегментах 4 (фиг.5) выполнено отверстие 9 под штифт 5 и отверстие 10 под заклепку 6. Штифт 5 (фиг.3) выполнен в виде стержня 11 с верхней 12 и нижней 13 шляпками. Верхняя 12 и нижняя 13 шляпки расположены по обоим концам стержня 11. Верхняя шляпка 12 имеет возможность движения по пазу 7 внешнего сегмента 3. Нижняя шляпка 13, совместно с частью стержня 11 внедрена в герметизирующий элемент 1 (фиг.1).

Уплотнительный узел пакера (фиг.1) работает следующим образом. Уплотнительный узел устанавливают на штоке пакера (на фиг.1 не показан). Для приведения в действие уплотнительного узла пакера необходимо приложить осевую нагрузку на пакер со стороны колонны труб в скважине. Штифты 5 перемещаются по пазам 7 внешних сегментов 3 (фиг.2, 3). Ряд из внешних сегментов 3 перемещается относительно ряда из внутренних сегментов 4. При этом за счет высокой эластичности и высоких температур, герметизирующий элемент 1 стремится заполнить собой пространство между корпусом пакера и стенками скважины. Раздвижное кольцо 2, установленное на торцевой части герметизирующего элемента 1 (фиг.1), перекрывает пространство, тем самым препятствуя затеканию в процессе эксплуатации пакера, эластичного материала герметизирующего элемента 1 в кольцевой зазор между корпусом пакера и стенками скважины.

Таким образом, предлагаемый уплотнительный узел пакера 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, состоящий из герметизирующего элемента и раздвижного кольца, образованного рядами внешних и внутренних сегментов, уложенных с взаимным перекрытием, при этом сегменты рядов выполнены с возможностью перемещения относительно друг друга, каждый внешний сегмент соединен с двумя внутренними сегментами, причем 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, на внутренних сегментах выполнено отверстие под штифт и отверстие под заклепку, при этом раздвижное кольцо закреплено на одном из торцов герметизирующего элемента при помощи штифта, выполненного в виде стержня со шляпками, расположенными по обоим концам стержня, причем одна из шляпок имеет возможность движения по пазу внешнего сегмента, а другая совместно с частью стержня внедрена в герметизирующий элемент.



 

Похожие патенты:

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.

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 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.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и может быть использовано для разобщения в скважине зон обсадных колонн при проведении ремонтных, изоляционных и исследовательских работ. Пакер для перекрытия внутренней полости колонны труб или обсадной колонны содержит верхнюю и нижнюю опорные втулки, на которых установлены, соответственно, верхняя и нижняя самоуплотняющиеся манжеты, причем указанные верхняя и нижняя самоуплотняющиеся манжеты установлены расширяющейся частью навстречу друг другу, а узкой частью самоуплотняющиеся манжеты закреплены в конусообразных втулках, охватывающих опорные втулки, между верхней и нижней опорными втулками с образованием центрального проходного канала установлены соединенные друг с другом по направлению сверху вниз переходная втулка, центратор и корпус клапана, состоящий из верхней и нижней частей, на верхней опорной втулке установлен входной патрубок, а на нижней опорной втулке подвешена цилиндрическая втулка с выполненными в стенке цилиндрической втулки отверстиями и установленным снизу наконечником-центратором, при этом в верхней части корпуса клапана выполнен центральный канал, в котором установлен подвижный шток, подпружиненный относительно установленной в нижней части верхней части корпуса клапана резьбовой втулки, верхняя часть подвижного штока уплотнена относительно центрального канала, в стенке верхней части корпуса клапана выполнено четыре продолговатых отверстия, а снизу к подвижному штоку прикреплен затвор клапана, расположенный в нижней части корпуса клапана, в которой выполнено седло, и в стенке нижней части корпуса клапана над седлом выполнены радиальные отверстия, причем подвижный шток с затвором установлены с возможностью замены на технологическую пробку. В результате достигается упрощение процесса посадки и срыва пакера. 4 ил.
Наверх