Комплект развижных опор пакера



Комплект развижных опор пакера
Комплект развижных опор пакера
Комплект развижных опор пакера
Комплект развижных опор пакера
Комплект развижных опор пакера

 


Владельцы патента RU 2513609:

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

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 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.

Известно перекрывающее устройство к пакеру, включающее установленные на штоке над и под уплотнительным элементом с конусами и основаниями раздвижные элементы (РЭ). РЭ имеют входящие в выточку основания выступы и проточку с размещенным в ней с натяжением эластичным кольцом. Количество РЭ более четырех (патент РФ на изобретение №2223384, МПК Е21В 33/12, опубл. 10.02.2004 г.).

Недостатком данного перекрывающего устройства является затрудненность его использования при повышенных температурах, т.к. резина эластичного кольца теряет свои первоначальные свойства, вследствие чего происходит разрушение кольца, при этом возврат раздвижных элементов в исходное положение становится невозможным. Также при возврате раздвижных элементов в транспортное положение произойдет защемление эластичного кольца смыкающимися опорами. Кусочки эластичного кольца останутся в зазоре между раздвижными элементами и перевод пакера в транспортное положение будет затруднен. В этом случае раздвижные элементы, контактируя с внутренней стенкой обсадной колонны, будут препятствовать извлечению пакера из скважины.

Известно перекрывающее устройство к пакеру, включающее ствол, уплотнитель, направляющий конус, толкатель, конус и установленные на конусе четыре нижние и четыре верхние плашки, которые своими выступами типа ласточкин хвост входят в направляющие пазы конуса. Нижний ряд плашек находится в зацеплении с толкателем, а верхний связан со штифтами с нижним рядом. Боковые поверхности плашек выполнены под углом к центральной оси конуса (авторское свидетельство №670720, МПК Е21В 33/12, опубл. 30.06.1979 г.).

В данном перекрывающем устройстве используются нижние и верхние плашки, взаимосвязь между которыми осуществляется при помощи штифтов, что ведет к усложнению конструкции пакера и снижению ее надежности. Штифты являются наиболее хрупкой частью конструкции, поэтому при их разрушении движение верхних плашек вслед за нижними плашками будет невозможно, таким образом, переход плашек в транспортное положение окажется затрудненным. Кроме того, имеется возможность преждевременного срабатывания плашек при спуске пакера в скважину вследствие того, что плашки удерживаются в сложенном состоянии под действием веса колонны труб ниже пакера.

Известен пакер, содержащий шток, уплотнительный элемент с конусами и переводники. С переводниками жестко связаны втулки с внутренними выступами, подпружиненные с помощью пружины. Устройство имеет упоры с плашками, взаимодействующие коническими поверхностями. В малогабаритных пакерах с малыми диаметральными размерами и для обсаженных скважин плашки в утолщенной части выполнены с обеих сторон по боковым поверхностям в виде разрезанного из цилиндрической трубы конуса (патент РФ на изобретение №2144129, МПК Е21В 33/12, опубл. 10.01.2000 г.).

Недостатком известного пакера является усложнение конструкции пакера и снижение ее надежности вследствие наличия пальцев. Пальцы являются хрупкой частью пакера, их разрушение повлечет за собой заклинивание плашек, из-за чего перевод пакера в транспортное положение будет затруднен. Кроме того, плашка между хвостовиком и основанием выполнена утонченной, из-за чего происходит ослабление тела плашки, которое может привести к слому плашки в ее утонченной части.

Известен пакер, включающий ствол, уплотнительный элемент с конусами, плашки с пазами, переводники и жестко связанные с ними втулки с выступами на внутренней поверхности для зацепления с плашками, подпружиненные упоры с выступами, расположенные внутри втулок. Взаимодействующие поверхности плашек и выступов упоров выполнены коническими, причем плашки установлены на выступах втулок и имеют пальцы, а упоры втулок - пазы под них (патент SU на изобретение №1016484, МПК Е21В 33/12, опубл. 07.05.1983 г.).

Известен пакер, раздвижные опоры которого выбраны в качестве прототипа, содержащий шток, уплотнительный элемент с конусами, подпружиненные упоры, переводники и жестко связанные с ними втулки с выступами. Пакер отличается тем, что имеет раздвижные опоры с хвостовиком. Эти опоры размещены на выступах втулки. Выступ втулки выполнен с внутренними пазами, а хвостовик раздвижной опоры - с боковыми пазами и боковыми выступами. Хвостовик раздвижной опоры размещен внутри паза выступа втулки и находится в зацеплении с ним боковыми выступами (патент РФ на изобретение №2105864, МПК Е21В 33/12, Е21В 33/06, опубл. 27.02.1998 г.). Патентообладателем и автором патента №2105864 является М.М.Нагуманов.

Общим недостатком раздвижных опор известных пакеров является наличие зазоров между раздвижными опорами (плашками) в рабочем положении, из-за чего в условиях больших перепадов давления и высокой температуры возможно выдавливание уплотнительного элемента в зазор между раздвижными опорами (плашками), и затем, при переводе раздвижных опор (плашек) из рабочего положения в транспортное происходит вырывание частей уплотнительного элемента, вследствие чего затрудняется возврат раздвижных опор (плашек) в исходное положение.

Техническим результатом заявляемого изобретения является повышение надежности конструкции раздвижной опоры, обеспечение простоты и удобства сборки, а именно установки раздвижных опор в пакер, обеспечение надежной герметизации кольцевого пространства между стенкой обсадной колонны и корпусом пакера, обеспечение гарантированного возврата раздвижных опор в исходное положение и как следствие, обеспечение надежного перевода пакера из рабочего положения в транспортное.

Поставленный технический результат достигается тем, что:

- комплект раздвижных опор состоит из опор первого и второго типа, основание и ножка которых выполнены в виде разрезанного полого цилиндра, усеченного по бокам с образованием одинаковых с обеих сторон плоских поверхностей, внешние цилиндрические поверхности ножки и основания выполнены с переходом в соответствующие плоские поверхности, при этом плоские поверхности нижней части основания раздвижной опоры первого типа выполнены с переходом в козырьки, а по обеим сторонам нижней части основания раздвижной опоры второго типа имеются ответные фигурные выборки под козырьки;

- козырьки раздвижных опор первого типа выполнены остроугольной или трапециевидной или скругленной формы;

- ответные фигурные выборки раздвижных опор второго типа выполнены остроугольной, или трапециевидной, или скругленной формы;

- хвостовик и ножка раздвижных опор первого и второго типа размещены внутри кожуха пакера, внешняя коническая поверхность раздвижных опор первого и второго типа находится во взаимодействии с упором пакера, внутренняя коническая поверхность основания раздвижных опор первого и второго типа находится во взаимодействии с конусом пакера, а внутренняя цилиндрическая поверхность раздвижных опор первого и второго типа - со штоком пакера.

Выполнение основания и ножки в виде разрезанного полого цилиндра, усеченного по бокам с образованием одинаковых с обеих сторон плоских поверхностей, улучшает конструкцию плашки и обеспечивает ее эргономичность, а также упрощает и облегчает процесс сборки, а именно установку раздвижных опор в пакер.

Наличие козырьков и ответных фигурных выборок, имеющих остроугольную, или трапециевидную, или скругленную форму, по обеим сторонам нижней части основания соответственно раздвижных опор первого типа и второго типа уменьшает зазор между обсадной колонной и раздвижными опорами первого и второго типа при их приведении в рабочее положение, предотвращает затекание уплотнительного элемента пакера, а также попадание механических примесей между раздвижными опорами первого и второго за счет исключения образования бокового сквозного зазора вовнутрь между раздвижными опорами первого и второго типа в рабочем положении.

На фиг.1 показан вид спереди раздвижной опоры первого типа. Для пояснения конструкции на фиг.2 приведена 3Д-модель раздвижной опоры первого типа с внешней стороны. Для пояснения конструкции на фиг.3 приведена 3Д-модель вида сзади раздвижной опоры первого типа. Для пояснения конструкции на фиг.4 представлена 3Д-модель вида сзади раздвижной опоры второго типа. Для пояснения конструкции на фиг.5 представлена 3Д-модель раздвижной опоры второго типа с внешней стороны.

Комплект раздвижных опор пакера состоит из опор первого и второго типа, устанавливаемых в пакере с чередованием между собой. Раздвижные опоры пакера первого (фиг.1, фиг.2, фиг.3) и второго типа (фиг.4, фиг.5) выполнены в виде симметрично разрезанной по боковым поверхностям цилиндрической трубы. Раздвижные опоры пакера первого и второго типа содержат хвостовик 1, ножку 2 и основание 3 (фиг.1, фиг.4). Хвостовик 1 имеет внешнюю коническую поверхность 4 (фиг.2, фиг.5), внешнюю цилиндрическую поверхность 5, боковые поверхности 6, 7 (фиг.3, фиг.4). Ножка 2 имеет внешнюю цилиндрическую поверхность 8 (фиг.2, фиг.5), боковые поверхности 9, 10 (фиг.3, фиг.4). Основание 3 имеет внешнюю цилиндрическую поверхность 11 (фиг.2, фиг.5), внутреннюю коническую поверхность 12 (фиг.3, фиг.4) и боковые поверхности 13, 14. Внутри плашки имеется внутренняя цилиндрическая поверхность 15, находящаяся во взаимодействии со штоком пакера (на фигурах не показан). Внешняя коническая поверхность 4 (фиг.2, фиг.5) хвостовика 1, параллельная внутренней конической поверхности 12 (фиг.3, фиг.4) основания 3, выполнена с переходом во внешнюю цилиндрическую поверхность 8 (фиг.2 фиг.5) ножки 2. Ножка 2 и основание 3 выполнены в виде разрезанного полого цилиндра, усеченного по бокам с образованием одинаковых с обеих сторон плоских поверхностей 16, 17 и 18, 19 (фиг.1, фиг.5). Внешние цилиндрические поверхности 5, 11 соответственно хвостовика 1 и основания 3 выполнены с переходом в плоские поверхности 16, 17 и 18, 19 (фиг.1, фиг.4). При этом плоские поверхности 18, 19 нижней части основания 3 раздвижной опоры первого типа выполнены с переходом в козырьки 20, 21 (фиг.1, фиг.2, фиг.3). Козырьки 20, 21 могут иметь остроугольную, или трапециевидную, или скругленную форму. По обеим сторонам нижней части основания 3 раздвижной опоры второго типа выполнены ответные фигурные выборки 22 (фиг.4) под козырьки 20, 21 (фиг.1) в виде выборки. Ответные фигурные выборки 22 могут иметь остроугольную, или трапециевидную, или скругленную форму.

Комплект раздвижных опор пакера работает следующим образом.

Раздвижные опоры первого и второго типа (фиг.1, фиг.4) устанавливают на штоке пакера между конусом и упором (на фигурах не показаны) с чередованием между собой, при этом хвостовик 1 и ножка 2 раздвижных опор первого и второго типа находятся внутри, а основание 3 снаружи кожуха (на фигурах не показан).

Пакер спускают в скважину на колонне труб на требуемую глубину вместе с другим необходимым оборудованием, например якорем (на фигурах не показан).

После достижения требуемой глубины скважины производят перевод пакера в рабочее положение известным способом. При этом происходит постепенное расширение уплотнительных элементов пакера (на фигурах не показан) до диаметра скважины, сопровождающееся приведением в действие раздвижных опор первого и второго типа (фиг.1, фиг.4).

Процесс выдвижения раздвижных опор первого и второго типа по мере возрастания прикладываемой на пакер нагрузки происходит следующим образом. Внешняя коническая поверхность 4 (фиг.2, фиг.5) хвостовика 1, размещенного внутри кожуха пакера (на фигурах не показан), взаимодействует с упором пакера (на фигурах не показан). Внутренняя коническая поверхность 12 (фиг.3, фиг.4) основания 3 взаимодействует с конусом пакера (на фигурах не показан), а внутренняя цилиндрическая поверхность 15 раздвижных опор - со штоком пакера (на фигурах не показан). Боковые поверхности 6, 7 хвостовика 1 и боковые поверхности 13, 14 основания 3 раздвижных опор первого типа прекращают соприкасаться с соответствующими боковыми поверхностями соседних раздвижных опор второго типа. Козырьки 20, 21 (фиг.2) раздвижных опор первого типа выходят из фигурных выборок 22 (фиг.5) раздвижных опор второго типа. Происходит раскрытие раздвижных опор первого и второго типа и герметизация кольцевого пространства. Размеры козырьков 20, 21 и фигурных выборок 22 подобраны с таким расчетом, чтобы при их раскрытии было исключено образование зазора между раздвижными опорами первого и второго типа.

После проведения необходимых работ производят перевод пакера (на фигурах не показан) в транспортное положение. Уплотнительные элементы (на фигурах не показаны) принимают исходную форму. Раздвижные опоры переходят в первоначальное положение. При этом боковые поверхности 6, 7 (фиг.3, фиг.4) хвостовика 1 и боковые поверхности 13, 14 основания 3 раздвижных опор первого типа снова соприкасаются с соответствующими боковыми поверхностями соседних раздвижных опор второго типа. Козырьки 20, 21 раздвижных опор первого типа входят в ответные фигурные выборки 22 раздвижных опор второго типа. Происходит распакеровка.

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 и, как следствие, обеспечение надежного перевода пакера из рабочего положения в транспортное.

1. Комплект раздвижных опор пакера, содержащий раздвижные опоры, выполненные в виде симметрично разрезанной по боковым поверхностям цилиндрической трубы, основание, имеющее внешнюю цилиндрическую и внутреннюю коническую поверхности, ножку, хвостовик, имеющий внешнюю цилиндрическую поверхность и внешнюю коническую поверхность, параллельную внутренней конической поверхности основания, выполненную с переходом в цилиндрическую поверхность ножки, и козырьки, отличающийся тем, что состоит из опор первого и второго типа, основание и ножка которых выполнены в виде разрезанного полого цилиндра, усеченного по бокам с образованием одинаковых с обеих сторон плоских поверхностей, внешние цилиндрические поверхности ножки и основания выполнены с переходом в соответствующие плоские поверхности, при этом плоские поверхности нижней части основания раздвижной опоры первого типа выполнены с переходом в козырьки, а по обеим сторонам нижней части основания раздвижной опоры второго типа имеются ответные фигурные выборки под козырьки.

2. Комплект по п.1, отличающийся тем, что козырьки раздвижных опор первого типа выполнены остроугольной, или трапециевидной, или скругленной формы.

3. Комплект по п.1, отличающийся тем, что ответные фигурные выборки раздвижных опор второго типа выполнены остроугольной, или трапециевидной, или скругленной формы.

4. Комплект раздвижных опор по п.1, отличающийся тем, что хвостовик и ножка раздвижных опор первого и второго типа размещены внутри кожуха пакера, внешняя коническая поверхность раздвижных опор первого и второго типа находится во взаимодействии с упором пакера, внутренняя коническая поверхность основания раздвижных опор первого и второго типа находится во взаимодействии с конусом пакера, а внутренняя цилиндрическая поверхность раздвижных опор первого и второго типа - со штоком пакера.



 

Похожие патенты:

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при разработке залежей нефти в карбонатных и терригенных коллекторах, разбуренных вертикальными и горизонтальными скважинами.

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.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и может быть использовано для разобщения в скважине зон обсадных колонн при проведении ремонтных, изоляционных и исследовательских работ.

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.

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

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.

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

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 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.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к способам герметизации эксплуатационной колонны. Способ герметизации эксплуатационной колонны включает спуск на посадочном инструменте в эксплуатационную колонну скважины двух пакеров, соединенных между собой трубой, их посадку в эксплуатационной колонне выше и ниже интервала негерметичности с последующим извлечением посадочного инструмента, герметизацию эксплуатационной колонны. Перед герметизацией эксплуатационной колонны временно блокируют пласт самораспадающимся после проверки герметичности нижнего пакера гелем, затем на устье скважины собирают следующую компоновку снизу вверх: нижний пакер, труба, верхний пакер, гидравлический разъединитель, спускают компоновку на посадочном инструменте в интервал негерметичности эксплуатационной колонны, далее последовательно производят посадку пакеров, причем сначала осевым перемещением на 1,5-2 м вверх-вниз сажают нижний пакер, а затем разгрузкой компоновки на нижний пакер сажают верхний пакер, после чего на кабеле в эксплуатационную колонну скважины спускают геофизический прибор по посадочному инструменту в интервал нижнего пакера и проверяют герметичность нижнего пакера, проводя геофизическое исследование, затем извлекают геофизический прибор на кабеле из скважины, далее заполняют межколонное пространство скважины над верхним пакером технологической жидкостью и производят опрессовку эксплуатационной колонны по межколонному пространству скважины под избыточным давлением, не превышающим допустимого давления на эксплуатационную колонну, выдерживают эксплуатационную колонну под избыточным давлением в течение 30 мин и определяют герметичность посадки верхнего пакера, при герметичной посадке обоих пакеров приводят в действие гидравлический разъединитель, для этого с устья скважины в посадочный инструмент сбрасывают шар, заполняют посадочный инструмент технологической жидкостью и создают в нем избыточное давление жидкости до срабатывания гидравлического разъединителя, после чего извлекают посадочный инструмент с гидравлическим разъединителем 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. 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 в наклонно направленных скважинах. 5 ил., 1 табл.

Изобретение относится к области строительства и эксплуатации нефтяных, газовых и других скважин, а именно к механическим пакерам осевого типа двустороннего действия. Задачей изобретения является обеспечение осевого способа посадки пакера с двусторонним восприятием внешних нагрузок без расходования веса колонны на раскрытие замковых устройств и при минимальном осевом габарите. Сущность изобретения: пакер содержит ствол, на который надеты подвижный нижний механический якорь и подвижная в осевом направлении центральная часть, выполненная в виде втулки, на верхнюю часть которой навинчен по резьбе либо верхний конус, либо гидроякорь, а на нижней части втулки подвижно установлены уплотнители и нижний конус, жестко соединенный с другой втулкой, осуществляющей подвижную механическую связь между центральной частью и нижним якорем, траектория перемещения которого ограничена пазом, выполненным на стволе пакера. Механическая связь центральной части и нижним якорем осуществлена посредством двух управляющих фигурных пазов, один из которых, неподвижный, расположен на стволе, второй, подвижный, выполнен на пазовой втулке. 5 ил.

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при разработке нефтяной залежи с карбонатными коллекторами. Обеспечивает повышение нефтеотдачи залежи, эффективности вытеснения нефти, увеличения охвата пласта вытесняющим агентом за счет его последовательной отработки, снижения обводненности продукции. Сущность изобретения: осуществляют бурение вертикальной нагнетательной скважины и горизонтальной добывающей скважины, закачку рабочего агента в нагнетательную скважину и отбор продукции из добывающей скважины. Горизонтальный участок добывающей скважины оставляют необсаженным и располагают выше уровня водонефтяного контакта - в среднем интервале нефтенасыщенной зоны залежи. Нагнетательную скважину строят до вскрытия нефтенасыщенной зоны залежи на расстоянии от забоя добывающей скважины, исключающем прорыв рабочего агента в добывающую скважину. В добывающей скважине устанавливают технологическую трубу, состоящую в горизонтальном участке из последовательно соединенных перфорированных патрубков с центраторами, между которыми размещают пакеры из водонабухающего материала, выполненные с возможностью герметичного перекрытия межтрубного пространства при наличии воды более 50% в продукции залежи. Во время эксплуатации добывающей скважины при обводнении продукции до 90-95% технологическую трубу последовательно отсекают от забоя напротив соответствующих пакеров. 1 пр., 1 ил.

Изобретение относится к пакерующим устройствам для герметизации межтрубного или заколонного пространства скважин. Пакер для скважины включает корпус с помещенным на нем уплотнительным элементом, узел пакеровки уплотнительного элемента механического действия, узел допакеровки уплотнительного элемента гидромеханического действия. Узел пакеровки находится выше уплотнительного элемента. Узел допакеровки помещен ниже уплотнительного элемента и выполнен с возможностью его срабатывания при снижении гидростатического давления в скважине при освоении и/или эксплуатации скважины до заданной величины. При этом во время допакеровки уплотнительного элемента обеспечена возможность контроля герметичности уплотнительного элемента и регулирования степени снижения гидростатического давления в скважине. Изобретение обеспечивает повышение надежности работы пакера за счет возможности перевода его в рабочее положение нагрузками, действующими в процессе освоения и/или эксплуатации скважины. 3 ил.

Группа изобретений относится к горному делу, в частности к скважинным пакерным установкам. Скважинное оборудование содержит корпус, два проточных канала, уплотнение, установленное с возможностью перемещения на корпусе, узел клинового захвата, поддерживаемый на корпусе, канал в корпусе и промежуточный модуль. При этом промежуточный модуль обеспечивает перемещение текучей среды между каналом в корпусе и одним из двух продольных проточных каналов. Технический результат заключается в устранении необходимости полной разборки двухколонного или многоколонного пакера на буровой площадке и устранении задержек и возможности повреждения, связанных с такой перестройкой. 3 н. и 22 з.п. ф-лы, 7 ил.

Группа изобретений относится к операциям подземной интенсификации притока углеводородов и, более конкретно, к операциям и устройствам для повышения надежности точечного стимулирования. Обеспечивает повышение эффективности стимулирования и надежности работы устройств. Сущность изобретений: изобретения предусматривают закачку жидкости через устройство для стимулирования, перепуск, по меньшей мере, части жидкости из устройства для стимулирования в якорное устройство, соединенное с ним с возможностью сообщения. При этом якорное устройство включает в себя корпус, в котором находятся подвижно расположенная в нем оправка, и дроссель с обратным клапаном, подвижно расположенный внутри оправки. Предусмотрен перевод дросселя с обратным клапаном внутри оправки в первое положение, в котором этот дроссель пропускает через корпус ограниченный расход жидкости. Предусмотрены также ввод жидкости из якорного устройства для установки песчаной пробки в заданном месте и отклонение потока жидкости в заданном месте при помощи песчаной пробки. 4 н. и 15 з.п. ф-лы, 4 ил.

Группа изобретений относится к операциям подземной интенсификации притока углеводородов и, более конкретно, к операциям и устройствам для повышения надежности точечного стимулирования. Обеспечивает повышение эффективности стимулирования и надежности работы устройств. Сущность изобретений: изобретения предусматривают закачку жидкости через устройство для стимулирования, перепуск, по меньшей мере, части жидкости из устройства для стимулирования в якорное устройство, соединенное с ним с возможностью сообщения. При этом якорное устройство включает в себя корпус, в котором находятся подвижно расположенная в нем оправка, и дроссель с обратным клапаном, подвижно расположенный внутри оправки. Предусмотрен перевод дросселя с обратным клапаном внутри оправки в первое положение, в котором этот дроссель пропускает через корпус ограниченный расход жидкости. Предусмотрены также ввод жидкости из якорного устройства для установки песчаной пробки в заданном месте и отклонение потока жидкости в заданном месте при помощи песчаной пробки. 4 н. и 15 з.п. ф-лы, 4 ил.
Наверх