Разбуриваемый пакер



Разбуриваемый пакер
Разбуриваемый пакер
Разбуриваемый пакер
Разбуриваемый пакер

 


Владельцы патента RU 2507375:

Закрытое акционерное общество "Газтехнология" (RU)

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 нефтегазодобывающей промышленности и предназначено для перекрытия межтрубного пространства добывающих скважин при проведении ремонтно-изоляционных работ.

Известен разбуриваемый пакер (см. а.с. №1.832.148 М кл. Е21В 33/12, опубл. 07.08.93 г., бюлл. №29).

Устройство состоит из полого цилиндрического корпуса с резьбовой нарезкой на наружной поверхности, уплотнительного элемента, экструзионных шайб, верхних шлипсов в виде кольцевых секторов с радиальными пазами и зацепами. На нижнем конце полого цилиндрического корпуса размещены нижние шлипсы в виде кольцевых секторов, связанных срезными элементами с нижней опорой, которая опирается на нижний толкатель, жестко связанных с патрубком и хвостовиком, между которыми размещено срезное кольцо. Верхние и нижние толкатели снабжены фиксаторами в виде упругих разрезных колец с сечением треугольной формы, взаимодействующих с аналогичной нарезкой на наружной поверхности корпуса.

Работа пакера.

Пакер с помощью срезного кольца присоединяют к посадочному устройству и на лифтовой колонне труб спускают в скважину. Создают избыточное давление жидкости с воздействием на верхний толкатель, а через срезное кольцо и патрубок, на нижний толкатель.

Осуществляют деформацию манжет, со срезом штифтов, соединяющих верхние и нижние шлипсы с верхней и нижней опорой. Верхние и нижние шлипсы перемещаются равномерно по коническим поверхностям опор, с вводом в контакт со стенкой обсадной колонны.

После деформации манжеты с экструзионными шайбами и зацепления шлипсов с обсадной колонной происходит разрушение срезного кольца и отсоединение посадочного устройства от пакера, которое извлекается из скважины.

В зависимости от проводимой технологической операции осуществляют повторный спуск в скважину на НКТ, посадочное устройство оснащенное плунжером, для соединения с пакером. После выполнения работы по закачке в пласт изолирующей жидкости извлекают плунжер, с изоляцией подпакерной зоны от ствола скважины.

При необходимости освобождения осевого канала ствола скважины от пакера, его разбуривают (верхнюю часть) и с помощью захвата бурильным инструментом его извлекают из скважины.

Недостатки устройства:

- необходимость проведения дополнительной технологической операции, связанной с проведением спускоподъемной операции по оснащению инструментом лифтовой колонны труб и подачей изолирующей жидкости в подпакерной зоне;

- конструкция пакера не предполагает его оснащения обратным клапаном, что необходимо при проведении изолирующих работ, с созданием избыточного давления в заданном интервале. При этом часть изолирующего состава после сброса давления может поступить как в осевой канал ствола пакера, так и в осевой канал лифтовой колонны труб, что может привести к аварийной ситуации;

- проведение изоляционных работ подразумевает подачу расчетного объема изолирующего состава в подпакерную зону, что не всегда совпадает с реальным объемом, который может принять пласт, В этом случае необходимо этот объем удалить из скважины прямой или обратной промывкой, что при применении данной конструкции пакера осуществлять невозможно.

Известна конструкция пакера разбуриваемого (см. пат. РФ №2011792, М кл. Е21В 33/12, опубл. 30.04.1994 г., бюлл. №8).

Пакер состоит из полого ствола с уплотнителем на внешней стороне фиксатора, входного патрубка с заглушкой внизу, с радиальными отверстиями, гидроцилиндра с поршнем. Ствол соединен посредством левой резьбы с входным патрубком. Фиксатор выполнен в виде подпружиненных кулачков, установленных в радиальных отверстиях ствола под входным патрубком и гильзы, с внутренней конусной поверхностью, установленной с возможностью взаимодействия с кулачками.

На колонне труб пакер спускают в скважину на заданную глубину и при создании избыточного давления гидроцилиндр перемещают вниз относительно патрубка и ствола, с обеспечением сжатия уплотнительного элемента и перекрытием межтрубного пространства.

После прохождения гильзы подпружиненные кулачки расходятся в радиальном направлении и фиксируют уплотнительный элемент в сжатом состоянии.

Недостатки конструкции:

- шлипсы вгумированы в уплотнительный элемент, и при его деформации возможно затекание резины в зазоры, так как отсутствует опора со стороны разжимного конуса или экструзионных шайб;

- имеет место также неравномерность поджима уплотнительного элемента к внутренней поверхности трубы обсадной колонны;

- отсоединение гидравлического посадочного устройства от пакера, осуществляется путем вращения лифтовой колонны труб, что ограничивает применение пакера в искривленных и наклонных скважинах, из-за сложности контролировать крутящий момент;

- сложно также удалить из лифтовой колонны труб излишний объем изолирующего состава, который не удалось продавить в пласт.

Известна конструкция разбуриваемого технологического пакера (см. «Разработка разбуриваемых технологических пакеров для проведения изоляции подошвенных вод и консервации скважин». Разведочное бурение на суше и континентальном шельфе России. Тр. НПО «Бурение». Вып.14, Краснодар 2005 г., стр.377-383, принимаемый авторами и заявитель за прототип).

Разбуриваемый пакер состоит из ствола, снабженного корпусом башмачного клапана, в котором установлен обратный клапан, в виде стакана с эластичной манжетой, входящей в торцовый контакт с посадочным седлом. Обратный клапан связан с корпусом башмачного клапана, срезным элементом. На стволе установлены нижние разрывные плашки, нижний разжимной конус, уплотнительный элемент, на который опирается верхний разжимной конус, входящий конической частью внутрь конуса верхних разрывных плашек. На верхние разрывные плашки опирается подвижная опора, с пакетом стопорных разрезных колец, разделенных кольцами. Ствол снабжен рядом насечек на внешней стороне, с которыми взаимодействуют стопорные разрезные кольца.

Подвижная опора связана со стволом срезным элементом. Верхние и нижние разрывные плашки связаны друг с другом кольцевыми перемычками.

На внешней стороне разрывных плашек выполнены по две кольцевые канавки, в которых кольца, с острыми гранями обращенными к стенке трубы обсадной колонны.

Ствол пакера соединяется со стволом гидравлического посадочного устройства и спускается в скважину.

При подаче избыточного давления в лифтовую колонну труб и в посадочное устройство, происходит ввод нижнего разжимного конуса под разрывные плашки, с разрушением кольцевой перемычки и выводом их до ввода в контакт со стенкой трубы обсадной колонны разрезных стопорных колец, с их внедрением в тело на глубину Δ>0,15÷0,2 мм.

Дальнейшим осевым нагружением осуществляют деформацию уплотнительного элемента, с перекрытием кольцевого зазора между обсадной и лифтовой колонной труб. После этого происходит разрушение кольцевой перемычки верхних разрывных плашек и ввод во взаимодействие разрезных стопорных колец с трубой обсадной колонны.

При этом происходит перемещение подвижной опоры по стволу и взаимодействие с насечкой стопорных колец. После посадки пакера, стопорные кольца вводятся внутрь насечек, с фиксацией в напряженном состоянии уплотнительного элемента и якорного узла, в который входят верхние и нижние разрывные плашки. Для обеспечения гидравлической связи осевого канала ствола пакера с подпакерной зоной повышают давление рабочей жидкости, с разрушением срезного элемента и перемещением вниз обратного клапана. Эластичная манжета отходит от посадочного седла, с образованием гидравлической связи осевого канала лифтовой колонны, с подпакерной зоной и подачей изолирующего состава в пласт.

После сброса давления обратный клапан усилием сжатой пружины, садится на посадочное седло.

Гидравлическое посадочное устройство при этом отсоединяется от пакера путем разрушения перемычки, выполненной на стволе, над местом расположения насечек, в момент полной фиксации пакера.

К недостаткам конструкции устройства следует отнести следующее:

- технологическая проточка на стволе пакера выполняется из условия получения перемычки, заданного поперечного сечения, достаточного чтобы сохранить связь гидравлического посадочного устройства с пакером до момента его посадки. Это требует проведения дополнительных работ по определению прочностных характеристик материала, из которого изготовлен ствол пакера, после чего определяют глубину кольцевой проточки.

Технический результат, который может быть получен при реализации предполагаемого изобретения, сводится к следующему:

- возможность гидравлической посадки с помощью посадочного инструмента, с защитой ствола пакера от избыточного давления, поскольку он изготовлен из серого чугуна, обладающего достаточно низкими прочностными свойствами;

- 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 от излишков изолирующего состава, при образовании гидродинамической связи между осевым каналом лифтовой колонны труб и межтрубным пространством скважины;

- возможность многократного применения посадочного клапана, извлекаемого из скважины вместе с посадочным инструментом.

Технический результат достигается тем, что устройство состоит из ствола с полым штоком в осевом канале и обратным клапаном. На нижнем конце ствола установлен башмак с подпружиненным обратным клапаном, верхние и нижние разрывные плашки, разжимные конуса, уплотнительный элемент, подвижная опора с пакетом стопорных разрезных колец.

Полый шток снабжен переходной муфтой с резьбой для связи с гидравлическим посадочным устройством.

Ствол снабжен внутренней расточкой на нижнем конце. Полый шток снабжен удлинителем с продольными пазами и цангой, лепестки которой снабжены головками, установленными с возможностью взаимодействия со стволом в месте выполнения внутренней расточки и через продольные пазы в теле удлинителя, с опорой на конус обратного клапана, установленного в его осевом канале.

Удлинитель снабжен дроссельной шайбой на нижнем конце и входит в торцовый контакт с подпружиненным обратным клапаном башмака. Переходная муфта снабжена регулировочной гайкой и связана со стволом срезным элементом.

Конструкция пакера поясняется чертежами, где:

- на фиг.1 - конструкция пакера в разрезе в исходном транспортном положении;

- на фиг.2 - конструкция устройства в положении перекрытия межтрубного пространства уплотнительным элементом и фиксацией в осевом канале обсадной колонны;

- на фиг.3 - конструкция устройства в положении отсоединения гидравлического посадочного устройства, при его связи со стволом пакера;

- на фиг.4 - конструкция устройства в рабочем положении деталей, после проведения ремонтно-изоляционных работ и закрытом обратном клапане.

Разбуриваемый пакер состоит из ствола 1, на нижнем конце которого установлен корпус 2 башмачного клапана, в осевом канале 3 которого размещен подпружиненный обратный клапан 4, с опорой на гайку 5.

На внешней стороне ствола 1 выполнена насечка 6 и установлены последовательно нижние разрывные плашки 7, разжимной конус 8, связанный со стволом 1 срезным элементом 9. На его торцовую поверхность опирается уплотнительный элемент 10, в виде набора резиновых цилиндров. Сверху установлен разжимной конус 11, на который опираются верхние разрывные плашки 12. На последние сверху опирается разъемная подвижная опора 13, снабженная пакетом разрезных стопорных коле 14 со скосами, обращенными к насечкам 6 на стволе 1. В осевой канал ствола 1 пропущен полый шток 15, с переходной муфтой 16 на верхнем конце, входящей своим нижним концом в расточку 17 в стволе 1 и связанный с ним срезным элементом 18. На внешней стороне переходной муфты 16 установлена регулировочная гайка 19, с возможностью торцового взаимодействия со стволом 1.

На нижнем конце полого шток 15 установлен удлинитель 20 и закреплен корпус цанги 21, лепестки 22 которой своими головками 23 входят во внутреннюю расточку 24 в осевом канале ствола 1. Удлинитель 20 снабжен продольными пазами 25, в которые пропущены головки цанги 21. В осевом канале 26 удлинителя 20 установлен корпус 27 обратного клапана 28, на который с внешней стороны опираются головки 23 лепестков 22 цанги 21.

Корпус 27 обратного клапана 28 связан с удлинителем 20 срезным элементом 29 и снабжен уплотнителем 30, перекрывающим кольцевой зазор между внутренней поверхностью корпуса 27 обратного клапана 28.

В теле удлинителя 20 выполнены радиальные отверстия 31, соединяющие полость 32 над подпружиненным обратным клапаном 4, с осевым каналом 26 удлинителя 20. Через отверстия 33 в корпусе 2 полость 32 соединяется с затрубным пространством.

Осевой канал 26 удлинителя 20 снизу перекрыт дроссельной шайбой 34. Сам удлинитель 20, в исходном положении взаимодействует с подпружиненным обратным клапаном 4 и поджимает его к гайке 5.

Корпус 27 обратного клапана 28, снабжен седлом 35 и клеткой 36 с радиальными отверстиями 37, соединяющими его внутреннюю полость с осевым каналом 26 удлинителя 20. Переходная муфта 16, снабжена присоединительной резьбой 38, для соединения с гидравлическим посадочным устройством (на фигурах не показано).

На внешней стороне разъемной подвижной опоры 13 выполнена проточка 39, для опоры на последнюю гильзы гидравлического посадочного устройства. Кольцевой зазор между стволом 1 и телом полого штока 15 перекрыт уплотнительными кольцами 40.

Работа разбуриваемого пакера.

Устройство присоединительной резьбой 38 в переходной муфте 16 соединяется с гидравлическим посадочным устройством и вводится в скважину, с расположением на заданной глубине.

При спуске устройства в скважину происходит свободный переток пластовой жидкости через каналы 34 и радиальные отверстия 31 в теле удлинителя 20, далее через обратный клапан 28, в осевой канал полого штока 15.

При подаче избыточного давления рабочей жидкости в гидравлическое посадочное устройство и осевой канал полого штока 15 происходит посадка пакера. При этом происходит перемещение вниз разъемной подвижной опоры 13 относительно ствола 1 с проскальзыванием разрезных стопорных колец 14 относительно насечек 6. Осевым сжатием происходит перемещение разрывных плашек 7 к стенке обсадной колонны, путем ввода внутрь разжимного конуса 8 и сжатие уплотнительного элемента 10 до образования герметичного контакта со стенкой обсадной колонны. Далее происходит надвиг верхних разрывных плашек 12 на верхний разжимной конус 11 и их деформация в радиальном направлении, до образования связи с металлом труб обсадной колонны.

Разрезные стопорные кольца 14 своими кромками входят внутрь насечек 6 на стволе 1, с фиксацией положения деталей пакера в рабочем состоянии. Поднимают давление в осевом канале полого штока 15, с передачей на площадь поперечного сечения корпуса 27 обратного клапана 28, с разрушением срезного элемента 29, что приводит к его перемещению вниз относительно головок 23 лепестков 22, цанги 21 и вводу головок 23 внутрь продольных пазов 25, с выходом из внутренней расточки 24 в стволе 1. Осевой канал 26 удлинителя 20 гидравлически соединяется с осевым каналом 33 корпуса 2 башмачного клапана, а через каналы 34 в его теле с полостью скважины. Тем самым обеспечивается свободная подача рабочей жидкости в подпакерную зону и далее в продуктивный пласт. После закачки рабочей жидкости и сохранения избыточного давления в осевом канале полого штока 15, натяжением лифтовой колонны осуществляют перемещение вверх гидравлического посадочного устройства и связанного с ним, через переходную муфту 16, полого штока 15 с удлинителем 20 и цангой 21. Подпружиненный обратный клапан 4 усилием пружины перемещается вверх в осевом канале 3 корпуса 2 башмачного клапана, с прекращением гидравлической связи через отверстия 34, полости скважины, с полостью труб лифтовой колонны.

Дальнейшим перемещением вверх выводят полый шток 15 из осевого канала ствола 1. При необходимости промывки осевого канала труб лифтовой колонны от остатков рабочей жидкости, подают под давлением промывочную жидкость внутрь устройства с выходом через радиальные отверстия 31 в теле удлинителя 20 в межтрубное пространство скважины.

При необходимости освобождения осевого канала обсадной колонны от пакера, последний может быть разбурен.

Разбуриваемый пакер, состоящий из ствола с полым штоком в осевом канале и башмака, с подпружиненным обратным клапаном, нижних и верхних разрывных плашек, с разжимными конусами, уплотнительным элементом, подвижной опорой с пакетом стопорных разрезных колец, отличающийся тем, что ствол снабжен внутренней расточкой на нижнем конце, полый шток снабжен удлинителем с продольными пазами и цангой, лепестки которой снабжены головками, установленными с возможностью взаимодействия с внутренней расточкой ствола и через продольные пазы удлинителя, с опорой на корпус обратного клапана в его осевом канале, удлинитель снабжен дроссельной шайбой и радиальными отверстиями над ней и установлен с возможностью торцового контакта с обратным клапаном башмака, а полый шток снабжен переходной муфтой с регулировочной гайкой и связан со стволом срезным элементом.



 

Похожие патенты:

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.

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.

Группа изобретений относится к нефтедобывающей промышленности, а именно к пакерам с электронным измерительным прибором и способам для их реализации. Обеспечивает повышение эффективности эксплуатации скважины.

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 относится к нефтегазодобывающей промышленности, а именно к устройствам для разобщения пластов в скважине при раздельной закачке в них различных реагентов.

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

Изобретение относится к 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 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.

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при разработке залежей нефти с коллектором, имеющим естественную трещиноватость. Обеспечивает повышение охвата пласта воздействием и увеличение нефтеотдачи продуктивного пласта. Сущность изобретения: по способу определяют направления трещиноватости коллектора, формируют элементы разработки бурением горизонтальных нагнетательных скважин по квадратной сетке с параллельным расположением стволов и многозабойными добывающими скважинами с закругленными окончаниями стволов, расположенными вокруг ствола каждой горизонтальной скважины. Производят закачку рабочего агента через нагнетательные скважины и отбор продукции через добывающие скважины. При обводнении последних определяют интервалы обводнения и изолируют обводнившиеся интервалы. Согласно изобретению многозабойную скважину выполняют в форме полуэллипса, большая ось которого направлена под углом 30-60° к направлению трещиноватости при отношении малой полуоси b/2 к большой полуоси a/2 эллипса 0,1-0,8. При этом стволы многозабойной добывающей скважины выполняют длиной в продуктивной части пласта (0,6-0,8)·а каждый, на которых через каждые 50-250 м устанавливают водонабухающие пакеры. Сами стволы располагают у кровли продуктивного пласта на расстоянии не менее 0,5 м и не более 2 м от нее. Горизонтальную нагнетательную скважину размещают в плане вдоль большой оси эллипса многозабойной добывающей скважины, выполняют длиной (0,3-0,6)·а горизонтальной части в продуктивном пласте и размещают у водо-нефтяного контакта или подошвы чисто нефтенасыщенного пласта в профиле на расстоянии не менее 0,2 м и не более 1 м от него. 1 з.п. ф-лы, 4 пр., 3 ил.

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при разработке залежей нефти в карбонатных и терригенных коллекторах, разбуренных вертикальными и горизонтальными скважинами. Обеспечивает повышение охвата пласта вытеснением как по толщине, так и по площади, увеличение нефтеотдачи продуктивного пласта и повышение темпов отбора нефти. Сущность изобретения: способ включает разбуривание залежи вертикальными и/или наклонно направленными нагнетательными скважинами и размещенными крестообразно со взаимно перпендикулярным расположением стволов горизонтальными добывающими скважинами, закачку рабочего агента через вертикальные и/или наклонно направленные нагнетательные скважины и отбор нефти через добывающие горизонтальные скважины. Согласно изобретению горизонтальные добывающие скважины выполняют длиной, более чем в 4 раза превышающей расстояние между добывающими и нагнетательными скважинами, так что горизонтальные добывающие скважины вскрывают в начале и в конце ствола нижние пропластки, а в середине ствола - верхние пропластки. В перпендикулярном направлении в начале и в конце ствола горизонтальные добывающие скважины вскрывают верхние пропластки, а в середине ствола - нижние пропластки. При этом горизонтальные добывающие скважины образуют сетку, в центре каждой ячейки которой размещают от 1 до 3 вертикальных и/или наклонно направленных нагнетательных скважин. При этом минимальное расстояние между горизонтальной добывающей скважиной в вертикальной плоскости - 1 м. Для отсечения мест прорыва рабочего агента в горизонтальные добывающие скважины предусматривают водонабухающие пакеры. 1 пр., 3 ил.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и может быть использовано в пакерах для защиты уплотнительного элемента пакера от затекания резины в кольцевой зазор между стенкой обсадной колонны и корпусом пакера. Комплект раздвижных опор пакера состоит из опор первого и второго типа, устанавливаемых в пакере с чередованием между собой. Раздвижные опоры пакера первого и второго типа выполнены в виде симметрично разрезанной по боковым поверхностям цилиндрической трубы и содержат хвостовик, ножку и основание. Хвостовик имеет внешнюю коническую поверхность, внешнюю цилиндрическую поверхность, боковые поверхности. Ножка имеет внешнюю цилиндрическую поверхность, боковые поверхности. Основание имеет внешнюю цилиндрическую поверхность, внутреннюю коническую поверхность и боковые поверхности. Внутри плашки имеется внутренняя цилиндрическая поверхность. Внешняя коническая поверхность хвостовика, параллельная внутренней конической поверхности основания, выполнена с переходом во внешнюю цилиндрическую поверхность ножки. Ножка и основание выполнены в виде разрезанного полого цилиндра, усеченного по бокам с образованием одинаковых с обеих сторон плоских поверхностей. Внешние цилиндрические поверхности соответственно хвостовика и основания выполнены с переходом в плоские поверхности. При этом плоские поверхности нижней части основания раздвижной опоры первого типа выполнены с переходом в козырьки. По обеим сторонам нижней части основания раздвижной опоры второго типа выполнены ответные фигурные выборки под козырьки в виде выборки. Техническим результатом заявляемого изобретения является повышение надежности конструкции раздвижной опоры, обеспечение простоты и удобства сборки при установке раздвижных опор в пакер, обеспечение надежной герметизации кольцевого пространства между стенкой обсадной колонны и корпусом пакера, обеспечение гарантированного возврата раздвижных опор в исходное положение. 3 з.п. ф-лы, 5 ил..

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к способам герметизации эксплуатационной колонны. Способ герметизации эксплуатационной колонны включает спуск в эксплуатационную колонну скважины на посадочном инструменте, выполненном в виде колонны насосно-компрессорных труб (НКТ), двух пакеров, соединенных между собой трубой, их посадку в эксплуатационной колонне выше и ниже нарушения с последующим извлечением посадочного инструмента. До появления негерметичности в эксплуатационной колонне на нижнем конце посадочного инструмента выполняют радиальные отверстия, а ниже радиальных отверстий в посадочном инструменте устанавливают ограничитель, радиальные отверстия в начальном положении герметично перекрывают полой втулкой, имеющей возможность ограниченного осевого перемещения до упора в ограничитель посадочного инструмента и фиксации в посадочном инструменте, после появления негерметичности на устье скважины собирают следующую компоновку снизу вверх: нижний пакер, труба, верхний пакер, левый переводник, производят спуск компоновки в интервал негерметичности эксплуатационной колонны на посадочном инструменте, далее производят посадку пакеров, после чего проверяют герметичность посадки нижнего пакера, для чего на кабеле спускают геофизический прибор по посадочному инструменту в эксплуатационную колонну скважины в интервал нижнего пакера и производят геофизические исследования, затем извлекают геофизический прибор на кабеле из скважины, на устье скважины в посадочный инструмент устанавливают резиновую пробку с металлическим наконечником снизу, продавливают ее до фиксации металлического наконечника в полой втулке, при этом резиновая пробка герметично отсекает двухпакерную компоновку от посадочного инструмента и открываются радиальные отверстия посадочного инструмента, которые сообщают внутреннее пространство посадочного инструмента и межколонное пространство скважины выше верхнего пакера, после чего снижают уровень жидкости в межколонном пространстве скважины над верхним пакером свабированием по посадочному инструменту и определяют герметичность посадки верхнего пакера, при герметичной посадке обоих пакеров вращают по часовой стрелке посадочный инструмент с устья скважины, отворачивая посадочный инструмент от левого переводника, извлекают посадочный инструмент из эксплуатационной колонны на поверхность, при негерметичной посадке хотя бы одного из пакеров срывают пакеры и извлекают всю компоновку на ревизию, после чего повторяют вышеописанные операции. 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 как верхнего, так и нижнего пакеров, а также извлечения двухпакерной компоновки на устье скважины в случае негерметичной посадки хотя бы одного из пакеров, что гарантирует высокую успешность работ по герметизации эксплуатационных колонн двухпакерными компоновками. 4 ил.

Группа изобретений относится к скважинному модуляционному устройству, предназначенному для использования в скважине. Устройство для использования в скважине содержит удлиненный корпус инструмента, растяжимые штанги и гибкую клапанную мембрану. Растяжимые штанги установлены на корпусе с возможностью открытия и закрытия. Мембрана прикреплена к растяжимым штангам и выполнена с возможностью перемещения между свернутым и развернутым положениями. Клапанная мембрана содержит первую сужающуюся часть, первый конец которой имеет первый диаметр, а второй конец имеет второй диаметр. Первый диаметр больше второго диаметра и больше внутреннего диаметра скважины. Первая сужающаяся часть присоединена к растяжимым штангам таким образом, что при использовании часть клапанной мембраны, плотно прилегающая к стенкам скважины, расположена между первым и вторым диаметрами. Клапанная мембрана являет трубкой, диаметр одного конца которой превышает наибольший диаметр, который необходимо герметизировать. Диаметр второго конца мембраны меньше наименьшего диаметра, который необходимо герметизировать. Указанное устройство для использования в скважине может быть включено в модуляционное устройство, которое помимо него содержит клапан для модуляции давления текучей среды в заполненной скважине. При использовании изобретения устранена необходимость встраивать модулятор в структуру скважины, а также устранена необходимость в насосе или сопле. 2 н. и 5 з.п. ф-лы, 13 ил.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и может быть использовано при освоении и эксплуатации нефтяных и газовых скважин. Пакер механический содержит соединенные резьбой верхний ствол и нижний ствол, имеющий фигурный паз на его наружной поверхности с продольными короткими и длинными участками, на котором располагается нижний якорный узел, включающий корпус, к которому посредством резьбы присоединен нижний кожух с вставленными в него и подпружиненными радиально нижними плашками, причем в средней части корпуса выполнены прямоугольные окна, в которых установлены центраторы, подпружиненные радиально и удерживаемые верхней и нижней крышками, зафиксированными на корпусе посредством винтов, а в его нижней части выполнена кольцевая наружная канавка, посредством которой к нижней части корпуса присоединено кольцо разрезное, имеющее кольцевую внутреннюю канавку и наружный цилиндрический выступ, в которое посредством резьбы установлен фиксатор, а на верхнем стволе расположен с возможностью осевого перемещения по нему и опирающийся на цилиндрический выступ нижнего ствола конус опорный, над которым расположен нижний антиэкструзионный узел, в состав которого входят три металлические шайбы с внутренними и наружными конусными поверхностями, посредством которых они взаимодействуют с установленными между ними двумя полиуретановыми кольцами. Над нижним антиэкструзионным узлом расположены три резиновые уплотнительные манжеты, взаимодействующие между собой конусными поверхностями, над которыми расположен верхний антиэкструзионный узел, аналогичный нижнему, но повернутый на 180°, а над ним расположен верхний якорный узел, включающий пакет тарельчатых пружин, размещенных во внешней втулке, конус проходной, верхний кожух с плашками, стянутыми пружинным кольцом. На верхний кожух посредством резьбы закреплена втулка кожуха, которая взаимодействует с муфтой, закрепленной посредством резьбового соединения на верхнем стволе. Изобретение позволяет повысить надежность и эффективность работы пакера в процессе его установки, эксплуатации и демонтажа в нефтяных и газовых скважинах. 5 з.п. ф-лы, 8 ил.
Наверх