Скважинное модуляционное устройство



Скважинное модуляционное устройство
Скважинное модуляционное устройство
Скважинное модуляционное устройство
Скважинное модуляционное устройство
Скважинное модуляционное устройство
Скважинное модуляционное устройство
Скважинное модуляционное устройство
Скважинное модуляционное устройство
Скважинное модуляционное устройство
Скважинное модуляционное устройство
Скважинное модуляционное устройство
Скважинное модуляционное устройство
Скважинное модуляционное устройство

 


Владельцы патента RU 2515624:

Сондекс Вайрлайн Лимитед (GB)

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.

 

Данное изобретение относится к скважинному модуляционному устройству, предназначенному для использования в скважине, и, в частности, к скважинному модуляционному устройству, предназначенному для использования со скважинным геофизическим оборудованием, выполненным в виде цепочки инструментов.

Для измерения свойств нефтяной, водной или газовой скважины могут использоваться один или более чувствительных или измерительных приборов, размещенных в скважине с обеспечением выполнения измерений на месте. Это может происходить во время операций бурения или во время работы скважины. Обычно требуется несколько различных измерительных инструментов, каждый из которых специально предназначен для выполнения одного вида измерений. К таким измерениям могут, например, относиться измерение скорости и направления потока текучей среды в скважине, измерения емкости и/или сопротивления для определения состава текучей среды и измерение локального давления текучей среды в скважине. Если необходимо несколько инструментов, то их часто соединяют в цепочку, которая может быть помещена в скважину с помощью кабеля. Кроме обеспечения возможности перемещения цепочки инструментов в скважине, кабель обычно передает электрическую энергию и/или телеметрические сигналы для управления и слежения за соответствующими инструментами.

Цепочка инструментов также обычно содержит дополнительное оборудование для рабочей среды скважины, например один или более центраторов, обеспечивающих поддержу цепочки инструментов в центре диаметра скважины, сигнальное оборудование, такое как буровые насосы или модуляторы, перфораторы обсадной колонны скважины, гасители колебаний и часто один или более анкеров для закрепления цепочки инструментов в скважине в требуемом положении во время выполнения измерений.

Модулятор является устройством, которое может использоваться для обеспечения создания импульсов давления в текучей среде скважины. Модуляторы могут использоваться для подачи сигналов из скважины на поверхность, а также использоваться в технологиях зондирования для определения качества резервов нефти в скважине.

В одном из примеров известного способа и устройства для определения качества нефтяной скважины выполняют модуляцию потока текучей среды в скважине с помощью циклической функции давления. Затем с помощью расходомера и датчика давления измеряют изменения расхода и давления текучей среды для определения качества скважины.

Также известны различные варианты выполнения модулятора для замедления потока текучей среды в скважине, в том числе пропеллероподобное приспособление, устройство с несколькими выдвижными лопастями, которые могут выдвигаться для обеспечения блокирования потока текучей среды в скважине, и тороидальный эластомерный мешок, который оборачивается вокруг инструмента и может быть накачан с обеспечением растяжения и плотного прилегания к стенке обсадной колонны.

Известные модуляторы подобных типов имеют ряд недостатков. Варианты, содержащие пропеллеры или лопасти, обычно не могут блокировать поток жидкости в степени, достаточной для того, чтобы схема модуляции была эффективной. Кроме того, при их использовании предполагается, что внутренний диаметр скважины известен заранее, так что при раскрытии как пропеллер, так и лопасти могут физически блокировать достаточную часть поперечного сечения с обеспечением получения модуляционного эффекта. Без знания диаметра скважины, в которой должен применяться модулятор, основанный на использовании лопастей, чрезвычайно трудно обеспечить надлежащую герметизацию между отдельными лопастями и между лопастями и внутренней поверхностью скважины. С другой стороны, было выяснено, что тороидальные мешки или камеры совершают колебания, когда находятся в положении, близком к положению герметизации стенки скважины, что может серьезно повлиять на схему модуляции. Для них также требуется большой резервуар с текучей средой, который необходимо поместить в инструмент для обеспечения создания давления в камере для ее использования. Все такие устройства должны, кроме того, находиться в пределах малого поперечного сечения инструмента, так чтобы модуляционный инструмент мог легко разворачиваться и выниматься из скважины без повреждения скважины или инструмента.

Таким образом, понятно, что существует необходимость в модуляционном устройстве, которое может работать в некотором диапазоне диаметров скважин и легко складываться в конструкцию с узким поперечным сечением для развертывания и для удаления из скважины. Понятно также, что существует необходимость в модуляционном устройстве, которое может создать достаточно прочную герметизацию с обеспечением возможности работы устройства в заданном диапазоне расходов и давлений текучей среды.

СУЩНОСТЬ ИЗОБРЕТЕНИЯ

Изобретение описано в независимых пунктах формулы изобретения, на которые ниже делается ссылка. Предпочтительные признаки изложены в зависимых пунктах формулы изобретения.

В первом аспекте изобретения предложено устройство, предназначенное для использования в скважине, заполненной текучей средой, и содержащее удлиненный корпус инструмента, растяжимые штанги, установленные на указанном корпусе с возможностью открытия и закрытия в заполненной текучей средой скважине, гибкую клапанную мембрану, прикрепленную к указанным растяжимым штангам и выполненную с возможностью перемещения между свернутым и развернутым положениями путем перемещения указанных штанг, причем в развернутом положении клапанная мембрана обеспечивает поступление в нее потока текучей среды из скважины, а давление среды в клапанной мембране обеспечивает плотное прилегание по меньшей мере части мембраны к стенке скважины.

В дополнительном аспекте изобретения предложено модуляционное устройство для использования в скважине, заполненной текучей средой, причем модулятор содержит удлиненный корпус инструмента, растяжимые штанги, установленные на указанном корпусе инструмента с возможностью открытия и закрытия в заполненной текучей средой скважине, гибкую клапанную мембрану, прикрепленную к указанным растяжимым штангам и выполненную с возможностью перемещения между свернутым и развернутым положениями путем перемещения указанных штанг, причем в развернутом положении клапанная мембрана обеспечивает принятие потока текучей среды из скважины, а давление среды в клапанной мембране обеспечивает плотное прилегание по меньшей мере части мембраны к стенке скважины, а также клапан для модуляции давления текучей среды в заполненной скважине путем по меньшей мере частичного закрытия одного конца клапанной мембраны для обеспечения ограничения потока жидкости.

В дополнительном аспекте изобретения предложено модуляционное устройство для использования в скважине, заполненной текучей средой, причем модулятор содержит корпус инструмента, клапан для модуляции давления текучей среды в заполненной скважине, содержащий клапанное седло, расположенное на указанном корпусе инструмента, и один или более клапанных элементов, выполненных с возможностью примыкания к указанному седлу, и сжимаемый канал для потока текучей среды, предназначенный для по меньшей мере частичной герметизации стенки скважины, заполненной текучей средой, и для направления текучей среды в указанной скважине к клапану.

КРАТКОЕ ОПИСАНИЕ ЧЕРТЕЖЕЙ

Ниже в качестве примера описаны предпочтительные варианты выполнения изобретения со ссылкой на чертежи, на которых

фиг.1 изображает вид в изометрии первого примера модуляционного устройства,

фиг.2 изображает вид сбоку модуляционного устройства, показанного на фиг.1,

фиг.3 изображает вид в изометрии сердечника, на котором показана одна дуговая пружина,

фиг.4 изображает увеличенный вид в изометрии края клапанной мембраны, подробно показывающий ее крепление к дуговым пружинам,

фиг.5 изображает вид в изометрии с клапаном, находящимся в открытом положении,

фиг.6 изображает вид в изометрии зажимного механизма, предназначенного для присоединения клапана к клапанной мембране,

фиг.7 изображает поперечный разрез с клапаном, находящимся в открытом положении,

фиг.8 изображает вид в изометрии с клапаном, находящимся в закрытом положении,

фиг.9 изображает поперечный разрез с клапаном, находящимся в закрытом положении,

фиг.10 изображает вид сбоку модуляционного устройства с клапаном, находящимся в открытом положении,

фиг.11 изображает вид сбоку модуляционного устройства с клапаном, находящимся в закрытом положении,

фиг.12 изображает продольный разрез инструмента, на котором механизм, предохраняющий от избыточного растяжения, находится в нерабочем положении,

фиг.13 изображает продольный разрез инструмента, на котором механизм, предохраняющий от избыточного растяжения, находится в рабочем положении.

ПОДРОБНОЕ ОПИСАНИЕ ПРЕДПОЧТИТЕЛЬНЫХ ВАРИАНТОВ ВЫПОЛНЕНИЯ

Ниже со ссылкой на чертежи описан предпочтительный пример предложенного модуляционного устройства.

Модулятор, приведенный в качестве примера, содержит корпус инструмента, на котором установлены растяжимые штанги. Указанные штанги могут сжиматься в свернутое положение, в котором они по существу прилегают к корпусу инструмента, или могут растягиваться для обеспечения контакта с внутренней поверхностью скважины, такой как стенка скважины или обсадной колонны. Штанги предпочтительно являются упругими дуговыми пружинами, которые могут выгибаться в направлении наружу от инструмента с помощью актюатора, оказывающего давление по меньшей мере на один конец указанных пружин. Между штангами подвешена гибкая клапанная мембрана или мешок, который взаимодействует с клапаном, установленным смежно с указанной мембраной на корпусе инструмента. Клапанная мембрана образует канал для прохождения потока текучей среды через клапан. При работе клапан закрывает один конец клапанной мембраны для обеспечения создания импульса давления. Плотное прилегание клапанной мембраны к стенке скважины является результатом давления текучей среды, надувающего мембрану и прижимающего ее к стенке скважины. В результате на растянутой области мешка происходит герметизация, которая является динамически чувствительной к изменениям потока или давления.

Фиг.1 изображает вид в изометрии модуляционного устройства 1, показанного на месте применения в скважине 2. Скважина 2 показана в разрезе, и виден край ее обсадной колонны 2. Модуляционное устройство 1 содержит центральный стержень или сердечник 3 для присоединения к смежным компонентам в цепочке инструментов с помощью известных средств крепления (здесь не показаны). На практике цепочка инструментов может иметь длину порядка 30 футов (около 9 м), при этом диаметр корпуса инструмента составляет около 1 11/16 дюйма, или 4,25 см. Эти размеры не являются ограничивающими, а приведены только в качестве примера. Клапан 4 установлен на сердечнике 3 смежно с гибкой клапанной гильзой, выполненной в виде мембраны 5, которая опирается на дуговые пружины 6. Указанная клапанная мембрана 5 выполнена с возможностью плотного прилегания к внутренней поверхности скважины 2 и является важной частью модулятора. На фиг.1 клапанная мембрана видна, но на фиг.2 она не показана, чтобы можно было видеть расположенные под ней элементы устройства.

Количество дуговых пружин 6 может зависеть от конкретного варианта выполнения, но обычно их число составляет от 6 до 12. Для удобства обычно используется шесть дуговых пружин, но в альтернативных вариантах в зависимости от потребности может использоваться меньше шести или больше двенадцати пружин. Кроме того, в альтернативных вариантах выполнения, где не используются дуговые пружины, растяжимые штанги могут быть лопастями или рычагами, которые удерживаются в необходимом положении на корпусе инструмента с помощью, например, держателя или шарнира и которыми можно управлять для обеспечения их растяжения и сжатия под влиянием подходящего исполнительного механизма.

Растяжимые штанги в форме дуговых пружин 6 установлены на сердечнике на отстоящих друг от друга первом и втором держателях или точках 7 и 8 крепления. Указанные точки крепления дуговых пружин 6 расположены друг от друга на расстоянии, меньшем, чем длина дуговых пружин, так что, как показано более отчетливо на фиг.2, дуговые пружины 6 при использовании могут выгибаться в направлении наружу для обеспечения контакта с внутренней колонной скважины 2. Дуговые пружины 6 выполнены из упругого металла, что обеспечивает их сжатие при столкновении с любыми препятствиями или при изменениях в диаметре обшивки скважины 2.

Фиг.3 изображает вид в изометрии центрального сердечника 3, на котором показана только одна дуговая пружина 6. В данном иллюстративном варианте выполнения точка 8 соединения является неподвижной втулкой, расположенной на сердечнике 3. Однако точка 7 соединения не закреплена, а может перемещаться в продольном направлении вдоль оси сердечника 3. В этом примере подвижная втулка 7 установлена на стержне или поршне 71, помещенном в кожух 72, который может быть выполнен в виде части центрального сердечника 3.

Стержень 71 актюатора может управляться актюатором (не показан) для обеспечения выдвижения из кожуха 72 или втягивания в него с помощью управляющих сигналов, посылаемых от контроллера по линии проводной связи, или, как вариант, с помощью беспроводных сигналов. Перемещение стержня 71 актюатора уменьшает или увеличивает расстояние между подвижной втулкой 7 и неподвижной втулкой 8, что дает возможность управления поперечным растяжением дуговых пружин 6.

Подвижная втулка 7 имеет максимально выдвинутое положение, в котором она находится ближе всего к неподвижной втулке 8, а дуговые пружины 6 выгнуты наружу к обшивке 2 скважины под действием продольной сжимающей силы, приложенной к указанным втулкам 7 и 8. Она также имеет сложенное, или закрытое положение, в котором подвижная втулка 7 отодвинута от неподвижной втулки 8 на максимальное расстояние, так что дуговые пружины 6 и клапанная мембрана 5 оттянуты в плоское состояние к сердечнику 3 для хранения. При работе подвижная втулка 8 может находиться в любом положении между двумя указанными крайними положениями.

На фиг.4 и 5 клапанная мембрана имеет входной конец 50, который при работе наклонен в поток текучей среды в скважине, а также выходной конец 51, прикрепленный к клапану 4. Клапанная мембрана 5 может быть выполнена из ткани, такой как арамид или подобная ему ткань. Одним из примеров является кевларовое волокно. Ткань может также быть непористой тканью или может быть покрыта или легирована политетрафторэтиленом, полиэфирэфиркетоном или другим непористым материалом и может изготавливаться либо в виде цельного куска, либо в виде комбинации отдельных кусков, которые сшиты, сварены, склеены или иным образом прочно скреплены с получением непроницаемых соединений. Было установлено, что предпочтительно изготавливать клапанную мембрану по меньшей мере из двух частей. Первая часть, предназначенная для плотного прилегания к внутренней поверхности скважины, имеет по существу клиновидную или сужающуюся коническую форму, но усечена на одном конце для обеспечения получения усеченного конуса, похожего на ветроуказатель. Предпочтительно сохранять угол конической части небольшим для увеличения уплотняющих сил. Вторая часть является по существу цилиндрической или трубчатой и предназначена для взаимодействия с клапанным элементом 4. Указанные две части соединены вместе с обеспечением их коаксиальности таким образом, что любая текучая среда, протекающая в больший диаметр «ветроуказателя», продолжает проходить через его узкий диаметр в трубчатую часть. Часть клапанной мембраны в виде «ветроуказателя» поддерживается дуговыми пружинами 6.

Клапанная мембрана 5 является по существу трубкой, диаметр одного конца которой превышает наибольший диаметр, который необходимо герметизировать, а диаметр другого конца меньше наименьшего диаметра, который необходимо герметизировать. Следовательно, между большим и малым диаметром существует диаметр, который точно соответствует внутреннему диаметру обшивки скважины. При условии что внутренний диаметр мембраны находится под давлением потока, этот диаметр по существу герметизирует любой поток между обшивкой и мембраной. Это также означает, что внутренняя обшивка скважины необязательно должна быть круглой, поскольку мембрана приспосабливается к незначительным изменениям формы.

Как показано на фиг.3 и 4, каждая дуговая пружина может содержать скобу 60, проходящую в поперечном направлении и расположенную примерно на половине пути вдоль длины дуговой пружины 6, в месте, близком к тому, где после сборки инструмента расположен край мембраны 5. Указанная скоба 60 может быть выполнена за одно целое с дуговой пружиной 6 или может быть выполнена отдельно и затем приварена к ней. Сама скоба 60 вмещает пружину 61 с постоянной жесткостью. Один конец указанной пружины 61 продет через скобу 60 и отогнут назад на пружину для обеспечения удерживания ее на месте, а другой конец, называемый в данном документе анкерным концом, закручен вокруг центрального сердечника 3.

В описанном здесь иллюстративном варианте пружина 61 с постоянной жесткостью представляет собой полосу пружинной стали около 0,2 мм толщиной, 25 мм шириной и 300 мм длиной, которая свернута в спираль с внутренним диаметром 20 мм, так что ее естественное положение - это свернутое положение. Полосы могут быть присоединены к сердечнику 3 с помощью бобины (не показана), установленной на инструменте с возможностью поворота вокруг его продольной оси. Анкерные концы пружин 61 с постоянной жесткостью обернуты вокруг одной и той же бобины путем накладывания пружин друг на друга в плоском состоянии и предоставления им возможности скручиваться с образованием слоистой структуры с общей осью. Поворот бобины наматывает или разматывает каждую пружину 61 с постоянной жесткостью на постоянную величину, обеспечивая синхронное перемещение дуговых пружин 6 радиально внутрь и наружу относительно сердечника 3. Пружины с постоянной жесткостью предварительно напряжены с обеспечением их смещения в направлении закрытия вокруг центрального сердечника.

Ниже со ссылкой на фиг.3 и 4 приведено более подробное объяснение механизма для крепления клапанной мембраны 5 к дуговым пружинам 6. К каждой пружине 61 с постоянной жесткостью с помощью крепежных элементов 62 прикреплен зажимный блок 63. Указанные крепежные элементы 62 предпочтительно являются штифтами, которые проходят через соответствующие отверстия в пружине 61 и в клапанной мембране 5 для обеспечения надежного крепления.

В данном примере зажимный блок 63 содержит шарнир 64, который обеспечивает возможность закрепления указанного блока на пружине 61 с постоянной жесткостью и на краю клапанной мембраны 5 путем их прижатия друг к другу. Указанный шарнир может быть прикреплен винтом (не показан) для обеспечения удерживания его на месте.

Штифты 62 обеспечивают возможность простого отделения зажимного блока 63 от клапанной мембраны 5 в случае необходимости ремонта отдельного компонента, такого как сама клапанная мембрана 5. В альтернативных вариантах выполнения могут использоваться другие типы крепежных элементов или клеящих веществ.

Зажимный блок 63 расположен вдоль пружины 61 с постоянной жесткостью на небольшом расстоянии от места ее присоединения к скобе 60, так что он крепит клапанную мембрану 5 к указанной пружине 61 в промежуточной точке между дуговыми пружинами 6 и бобиной, установленной на сердечнике. Таким образом, деформация края клапанной мембраны 5 между пружинами значительно уменьшается, и когда дуговые пружины 6 притягиваются к сердечнику 3 с помощью подвижной втулки 7, край клапанной мембраны 5 заправляется внутрь и вокруг сердечника 3, так что мембрана может быть аккуратно сложена. Значение этого рассмотрено ниже более подробно.

Из фиг.1 и 4 видно, что клапанная мембрана 5 также присоединена непосредственно к дуговым пружинам 6 с помощью крепежных полос 65, которые прикреплены к указанным пружинам 6 съемным образом с помощью взаимодействующих соединительных штифтов и удлиненных конусных пазов. Штифты вставляются в более широкую часть пазов для выполнения предварительного соединения, а затем скользят к более узкой части для закрепления соединения. Зажимы на дуговых пружинах 6 или на крепежной полосе 65 фиксируют два элемента на месте. Таким образом, как дуговые пружины 6, так и крепежные полосы 65 выполнены с уплощенным профилем, что обеспечивает возможность их сцепления и скольжения параллельно друг другу в устойчивом состоянии.

Для прикрепления клапанной мембраны 5 к дуговым пружинам 6 она пропускается над указанными пружинами 6 и под крепежными полосами 65 перед тем, как они вставляются на место. В клапанной мембране 5 выполнены отверстия, обеспечивающие вмещение соединительных штифтов либо дуговой пружины 6, либо крепежной полосы 65. Таким образом, клапанная мембрана 5 крепится к каждой дуговой пружине 6 вдоль большей части ее длины, что улучшает сопротивление мембраны при ее вздутии под давлением текучей среды в скважине. Такая конфигурация минимизирует количество требуемых винтов и делает весьма легко достижимым удаление мембраны и дуговых пружин в случае ремонта.

Кроме того, дуговые пружины 6 имеют небольшое ребро или выступ (не виден на чертежах), удаленный от периферии клапанной мембраны 5, которая в сложенном положении расположена с обеспечением установки под смежной дуговой пружиной 6 при нахождении пружин 6 в закрытом состоянии. Указанный выступ действует на область клапанной мембраны 5, расположенную между дуговыми пружинами 6, когда они закрыты, и, таким образом, вызывает образование складки в мембране 5. Это способствует аккуратному складыванию той части мембраны 5, которая удалена от ее периферии, вокруг сердечника 3, предотвращает повреждение мембраны и уменьшает риск разрыва и необходимости ее замены.

Ниже приведено более подробное описание клапана 4 со ссылкой на фиг.2 и 5. Указанный клапан 4 содержит первую и вторую втулки 40 и 41, установленные на сердечнике 3 смежно с третьей втулкой, которая образует клапанное седло 42. Наружу от первой втулки 40 проходят сочлененные клапанные элементы 43, в данном случае двенадцать элементов, расположенных радиально вокруг сердечника 3.

Как наиболее отчетливо показано на фиг.2, указанные сочлененные клапанные элементы содержат закрывающий элемент 44 или зажим, который поддерживается в ориентации, по существу параллельной сердечнику 3, с помощью первой и второй опорных стоек 45 и 46, установленных с возможностью поворота соответственно на первой и второй втулках 40 и 41. На практике было установлено, что указанные закрывающие элементы 44 желательно выполнять слегка вогнутыми внутрь, так как обычно они имеют тенденцию выгибаться наружу вследствие сил, действующих на выходной конец мембраны 5. Такая небольшая кривизна улучшает взаимодействие закрывающих элементов 44 с клапанным седлом 42.

Как показано на фиг.5, конец каждого из указанных закрывающих элементов 44 присоединен к противоположному концу 51 клапанной мембраны 5. Когда клапан закрыт, как показано на фиг.7 и 8, клапанная мембрана 5 прижата к седлу 42, что обеспечивает, таким образом, существенную герметизацию конца 51 указанной мембраны 5.

На фиг.6 более подробно изображен зажимной механизм 440 для присоединения клапанной мембраны 5 к закрывающим элементам 44. Указанный зажимной механизм работает путем захватывания ткани клапанной мембраны 5 между зажимом 441 ткани и ключом 442. Сила нагрузки на клапанную мембрану создается с помощью использования пружинного штифта 443. Зажим 441 ткани выполнен в виде Н-образного профиля, центр 444 которого выполнен с возможностью изгибания для обеспечения давления нижней части на указанный ключ под действием расширяющейся верхней части зажима с пружинным штифтом.

Из фиг.7 и 9 видно, что седло 42 имеет ряд продольных ребер, предназначенных для взаимодействия с зажимами. Седло 42 выполнено в форме, подобной зубчатому колесу с чередующимися выступающими зубцами или шпонками 47 и выемками 48, расположенными по окружности. Указанные выемки расположены напротив клапанных элементов или зажимов 44, и когда клапан 4 закрыт, боковая сторона клапанного элемента вставлена в выемку 48. Как лучше видно из фиг.9, как боковая сторона клапанного элемента 44, так и выемка 48 имеют взаимно дополняющую клиновидную форму, так что закрывающие элементы 44 могут легко войти в выемки 48 с созданием в то же время высокой герметичности. Однако закрывающие элементы 44 и выемки 48 не прилегают друг другу плотно, и между ними остается достаточно места для обеспечения вмещения клапанной мембраны 5.

В иллюстративном варианте выполнения клапанное седло предпочтительно выполнено из эластомера типа резины или из другого эластичного или гиперэластичного материала, так как это способствует созданию высокой герметичности клапаном 4. Если величина окружности клапанной мембраны 5, например, слегка избыточна, то закрывающие элементы проталкивают материал клапанной мембраны в выемки 48 с обеспечением создания герметичности. С другой стороны, если окружность клапанной мембраны 5 слишком мала, то шпонки 47, благодаря тому что они выполнены в резине или эластичном материале, слегка вдавливаются в выемки 48 и опять же обеспечивают хорошую герметизацию.

На фиг.7 клапанная мембрана 5 изображена в виде кольцевой линии, проходящей через каждый из закрывающих клапанных элементов. На фиг.9, где изображен клапан 4 в закрытом положении, клапанная мембрана 5 показана прижатой к зубцам 47 и выемкам 48 и по существу повторяющей их форму. На практике установлено, что для создания уплотняющей мембраны с окружностью около 6 мм необходима сила от 100 до 150 Н. Управление клапаном 4 и его перемещение между открытым и закрытым положениями выполняется с помощью актюатора, расположенного в первой или второй втулке 40 и 41. Указанный актюатор принимает сигналы, поступающие по кабелю и обеспечивающие надлежащее управление клапаном. В предпочтительном варианте выполнения актюатор является подвижной гильзой, установленной на линейном двигателе, работа которого обеспечивает вынужденное перемещение первого и второго опорных элементов между открытым и закрытым положениями.

Описанный клапанный механизм особенно выгоден, так как он имеет небольшие размеры и высокую прочность и позволяет проводить удобную замену мембраны 5 для выполнения ремонта или заменять ее на такую мембрану, которая соответствует размеру скважины или ее обшивки. Он также прочно захватывает мембрану, обеспечивая возможность создания соответствующих сил давления без разрушения или повреждения мембраны.

Кроме того, клапанный механизм обеспечивает возможность прогнозирования. Поскольку деформация эластомерного клапанного седла может быть рассчитана, то можно заранее подтвердить достижение высокой герметичности. Кроме того, актюатор может использоваться как для герметизации, так и для модуляции.

Ниже со ссылкой на фиг.10 и 11 приведено более подробное описание работы устройства. Указанное модуляционное устройство устанавливается в скважине с помощью кабеля и цепочки инструментов таким образом, что клапан 4 расположен в направлении вниз по потоку, а клапанная мембрана 5 расположена вверх по потоку и обращена к потоку текучей среды в скважине.

Во время использования подвижная втулка 7 оттянута от неподвижной втулки 8, так что дуговые пружины 6 растянуты и лежат по существу плоско на сердечнике 3. Когда дуговые пружины 6 сжимаются из растянутого положения в направлении сердечника, пружины 60 с постоянной жесткостью скользят вокруг сердечника 3 на бобине, поднимая плохо натянутые части клапанной мембраны 5. Пока это происходит, шарнирные зажимы 63, установленные на пружинах 60 с постоянной жесткостью и клапанной мембране 5, укладывают указанную мембрану 5 вокруг сердечника 3, делая маловероятным возможность того, что она будет выступать и будет порвана или будет иным образом повреждена. Кромки, расположенные дальше от края клапанной мембраны 5 вдоль дуговых пружин 6, обеспечивают аналогичный эффект в середине мембраны 5.

После развертывания модулятора в требуемом месте подвижная втулка 7 толкается актюаторным стержнем 71 к неподвижной втулке 8 с обеспечением выгибания дуговых пружин 6 наружу и их прилегания к обшивке 2 скважины. Если диаметр скважины известен заранее, то актюаторный стержень 71 может быть перемещен на заранее заданную величину для обеспечения создания дуговыми пружинами 6 предсказанной или известной силы, действующей на обшивку скважины. В противном случае актюаторный стержень 71 может быть просто перемещен в направлении неподвижной втулки 8 на величину, максимально возможную без отключения описанного ниже механизма, предохраняющего от избыточного растяжения. Когда дуговые пружины 6 толкаются наружу, пружины 60 с постоянной жесткостью и клапанная мембрана 5 разворачиваются с обеспечением их полного открытия в скважине. Как только клапанная мембрана 5 начинает открываться, давление жидкости в скважине действует с обеспечением надувания указанной мембраны 5, что способствует ее открытию.

При нормальных рабочих условиях текучие среды, подобные раствору воды и углеводородов, будут течь через скважину. Когда клапанная мембрана находится в открытом или развернутом положении, текучая среда входит во входной конец 50 клапанной мембраны, проходит через указанную мембрану 5 и, если клапан открыт, выходит через выходной конец 51 клапанной мембраны и через клапан 4, чтобы продолжить свое течение через скважину.

Диаметр входного конца 50 клапанной мембраны 5 в открытом положении больше диаметра выходного конца 51, и в результате этого давление текучей среды, протекающей через мембрану, заставляет ее надуваться. Надутая мембрана 5 прижимается к обшивке 2 скважины под действием давления текучей среды и создает уплотнение, которое значительно ограничивает поток текучей среды, просачивающийся вокруг клапанной мембраны и вдоль внешнего пути мимо клапана 4. На практике эффективность указанного уплотнения оказалась более чем достаточной для областей применения модулятора.

Так как клапанная мембрана 5 создает растянутую, сужающуюся гибкую поверхностную область, то фактическая точка прилегания к скважинной обшивке может оказаться в любой точке на мембране, которая может быть приведена в контакт с обшивкой под действием давления текучей среды. Это означает, что герметизирующий эффект чувствителен к основным окружающим условиям, таким как давление, форма скважины, ориентация модулятора и растяжение дуговой пружины. При изменении условий положение мембраны изменяется в соответствии с влиянием давления жидкости, и герметичность сохраняется.

Использование давления жидкости для обеспечения влияния на необходимую герметичность означает, что устройство работает скорее совместно с силами в скважине, чем против них, и, значит, клапанная мембрана 5 может обеспечить намного более эффективную герметизацию, чем альтернативные устройства известного уровня техники.

Строение клапанной мембраны 5 и дуговых пружин 6 обеспечивает достижение на практике разницы давлений в развернутой клапанной мембране около 5 фунтов/кв.дюйм (0,35 кг/см2). Давления в скважине могут достигать 15000 фунтов/кв.дюйм (1050 кг/см2). В скважинах с медленным течением требуется ограничение потока текучей среды вокруг мембраны 5 тонкой струей, в то время как в скважинах с быстрым течением поток лишь минимально блокируется.

Для обеспечения создания импульса в текучей среде скважины клапану 4 дается команда закрыть седло 42. Закрытие клапана 4 приводит выходной конец 51 клапанной мембраны 5 в положение плотного прилегания к седлу 42, в результате чего поток текучей среды через мембрану 5 в основном прекращается. После этого датчики в цепочке инструментов могут измерить результирующие изменения потока и давления и сохранить их или передать на поверхность, где они могут быть подробно проанализированы с помощью соответствующего программного обеспечения.

На практике было установлено, что более точные измерения можно получить при циклическом перемещении клапана 4 между двумя определенными положениями, например открытым и закрытым, что обеспечивает возможность усреднения результатов при проведении измерений и подтверждения стабильности измерений. В частности, могут использоваться средние значения разности фаз и отношения амплитуд, полученные после ряда циклов.

Закрытие клапана может быть быстрым или медленным и может занимать десятки секунд или час и более в зависимости от потребности. Полного закрытия клапана 4 не требуется, поскольку увеличение степени сужения выходного конца клапанной мембраны является достаточным для обеспечения возникновения в измерительном оборудовании изменения давления, которое может быть зарегистрировано.

В результате уплотнения, обеспечиваемого клапанной мембраной 5 у обшивки 2 скважины, импульс, созданный модулятором, имеет более высокое качество, и модулятор может работать в широком диапазоне рабочих условий. Описанное в качестве примера модуляционное устройство может работать при номинальных расходах от 3000 баррелей в сутки до 9000 баррелей в сутки, т.е. от 1 до 16 пинт в секунду, и может обеспечивать уплотнение с ограничением потока до скорости менее 1 пинты в секунду.

После окончания предполагаемого использования модулятора в скважине подвижная втулка 7 втягивается, подтягивая дуговые пружины 6 и клапанную мембрану 5 к сердечнику 3 и приводя их в сложенное положение. В этом положении модулятор 3 может быть подтянут к поверхности скважины с помощью кабеля и вынут из скважины без значительного риска повреждения.

Модуляционное устройство дополнительно содержит механизм предохранения от избыточных давлений, возникающих на клапанной мембране 5. При нормальной работе устройства разница давлений в клапанной мембране 5 лежит в пределах от 4 до 7 фунтов/кв.дюйм (от 0,28 до 0,49 кг/см2). Давление выравнивается путем прижатия клапанной мембраны 5 к внутренней поверхности скважины 2 с оставлением возможности пропускания некоторого минимального потока текучей среды вокруг клапанной мембраны 5 в расположенную за ней часть скважины. Однако если по какой-либо причине давление текучей среды в части скважины, расположенной до мембраны, возрастает, то в мембране может появиться существенная разница давлений, которая разрушит клапан 4, клапанную мембрану 5 и даже сам инструмент. Поэтому выполнен предохранительный механизм, приводимый в действие, когда давление на клапанную мембрану 5 слишком велико, и описанный более подробно со ссылкой на фиг.12 и 13.

Неподвижная втулка 8, к которой присоединен задний конец дуговой пружины 6, имеет вид коаксиальной втулки 81, прикрепленной к сердечнику 3. Передний конец указанной втулки помещен в кожух 82, установленный на смежной части сердечника 83, и взаимодействует со стопорным механизмом для удерживания втулки на месте в указанном кожухе 82.

В данном примере стопорный механизм имеет канавку 84, которая выполнена на втулке и в которой расположена скошенная цилиндрическая пружина 85. Скошенные цилиндрические пружины 85 необычны тем, что сила сжатия пружины действует в направлении, отличающемся от продольной оси пружины. В данном случае выбрана скошенная цилиндрическая пружина 85, в которой сила сжатия действует перпендикулярно продольной периферической оси пружины, причем указанная пружина 85 намотана вокруг центрального сердечника 3. Таким образом, скошенная цилиндрическая пружина обеспечивает силу, действующую на кромку канавки 84 для удерживания втулки 81 на месте в кожухе 82. Скошенные цилиндрические пружины являются предпочтительными, поскольку они изготовлены из металла и, следовательно, могут выдерживать тяжелые рабочие условия в скважине на протяжении долгого срока службы. В альтернативных вариантах выполнения могут использоваться упругие кольцевые прокладки, выполненные из материалов на основе пластмассы или резины.

На сердечнике 3, в месте, где он помещен в кожух 82, установлена прижимная пластина 86. Указанная пластина 86 действует на конец смежной части 83 сердечника для обеспечения ограничения перемещения сердечника 3 в кожухе 82. Однако сердечник 3 частично вставлен в выполненное в его торцевой крышке отверстие, что обеспечивает возможность выполнения электрического соединения с соседней частью инструмента. Прижимная пластина 86 также действует на пружину 88, другой конец которой закреплен с помощью заплечика 87. Когда предохранительный механизм срабатывает, сердечник 3 перемещается от части 83, как показано на фиг.12, сжимая пружину 88, которая, таким образом, создает восстанавливающую силу, обеспечивающую последующее возвращение механизма в исходное положение.

Хомут 89, установленный на сердечнике 3, предотвращает поворот сердечника относительно кожуха 82, а также скручивание пружины и кабеля 90, который продет через сердечник 3 и его смежную часть 83. Указанный кабель 90, продетый через центр сердечника 3 и его смежную часть 83, можно видеть на фиг.12. Часть кабеля 90 в смежной части 83 сердечника проходит через уплотнительное кольцо 91 и имеет некоторый люфт по длине, что обеспечивает возможность перемещения в нем части 3 сердечника.

Если давление на клапанной мембране 5 неожиданно возрастает, осевая сила действует на указанную мембрану 5 и дуговые пружины, к которым она присоединена, толкая их в направлении вниз по потоку. Это приводит к толканию втулки 8 и гильзы 81, на которой установлены дуговые пружины, также в направлении вниз по потоку. Как видно из фиг.12, если гильза 81 перемещается вниз по потоку, то кромка канавки 84 приводится в состояние, когда она подпирает скошенную цилиндрическую пружину 85 с обеспечением сжатия ее витков. Указанная пружина продолжает сжиматься до тех пор, пока приподнятая кромка канавки 84 не сможет скользить внутри пружины. В результате гильза 81 и сердечник 3 перемещаются вниз по потоку, увеличивая расстояние между точками 7 и 8 соединения для дуговых пружин 6 и заставляя дуговые пружины 6 и клапанную мембрану 5 подтягиваться к инструменту. Увеличенный промежуток между клапанной мембраной 5 и внутренней поверхностью скважины позволяет большему количеству жидкости протекать снаружи вокруг мембраны и, таким образом, обеспечивает выравнивание давления жидкости.

Для возвращения механизма в исходное положение требуется лишь, чтобы актюаторный стержень 71 обеспечивал складывание дуговых пружин 6. В результате втулка 7 перемещается в направлении вверх по потоку, заставляя дуговые пружины еще больше втягиваться в корпус инструмента. Когда дуговые пружины втягиваются внутрь, они тянут клапанную мембрану 5 и сердечник 3 вверх по потоку с преодолением действия скошенной цилиндрической пружины 85, до тех пор пока указанная пружина 85 не сможет защелкнуться в канавке 84. Сжимающая сила, создаваемая колоколообразной пружиной 88, способствует этому процессу. На этом этапе можно видеть, как дуговые пружины резко отскакивают назад в направлении скважины, поскольку на мгновение расстояние между концевыми точками 7 и 8 уменьшается. После возвращения предохранительного механизма в исходное положение снова становится возможным изменение направления актюатора для обеспечения разворачивания дуговых пружин для дальнейшего использования. После этого актюаторный стержень 71 толкает кожух 82 к хомуту 81 с обеспечением совместного перемещения двух частей 3 и 83 сердечника.

Возможность возвращения предохранительного механизма в исходное положение в скважине с помощью того же механизма, который требуется для управления дуговыми пружинами, обеспечивает значительное преимущество, поскольку исследование скважины может продолжаться без необходимости изъятия инструмента. Указанный механизм также предотвращает разрыв мембраны, если диаметр скважины слишком велик и штанги чрезмерно растягиваются.

В альтернативных вариантах выполнения изобретения клапанный механизм может быть реализован другим образом. Например, клапан может содержать поворачивающуюся часть сердечника, на которой расположена трубчатая, более узкая часть клапанной мембраны. Для обеспечения закрытия клапана часть сердечника поворачивается таким образом, что поток текучей среды, проходящий через клапанную мембрану, останавливается, как при использовании жгута.

Как вариант, клапан может быть выполнен в виде управляемой заглушки, которая входит в упрочненный конец трубчатой, более узкой части для обеспечения сдерживания потока.

Таким образом, описан надежный модулятор для использования в нагнетательных скважинах и скважинах с обсадными трубами. При использовании описанного модуляционного устройства нет необходимости во встраивании модуляторов в структуру скважины, устье скважины или соединенный с ней трубопровод, а также устранена необходимость в насосе или сопле. Кроме того, поскольку все компоненты модулирующего механизма являются частью инструмента, его работа не зависит от близости инструмента к неизвестной поверхности. В частности, стенка обсадной колонны не является частью самого модуляционного механизма. Герметизационный аспект, очевидно, требует взаимодействия с такой поверхностью, но как только герметизация выполнена, модуляция осуществляется исключительно клапаном и клапанной мембраной.

Изобретение описано со ссылкой на иллюстративные варианты выполнения, приведенные исключительно в качестве примера. Изобретение не ограничено этими примерами, так как специалистом могут быть выполнены различные модификации и изменения. Изобретение должно быть понятно из нижеследующей формулы изобретения.

1. Устройство для использования в скважине, заполненной текучей средой, содержащее
удлиненный корпус инструмента,
растяжимые штанги, установленные на указанном корпусе с возможностью открытия и закрытия в заполненной текучей средой скважине,
гибкую клапанную мембрану (5), прикрепленную к указанным растяжимым штангам и выполненную с возможностью перемещения между свернутым и развернутым положениями путем перемещения указанных штанг, причем в развернутом положении клапанная мембрана (5) обеспечивает поступление в нее потока текучей среды из скважины, а давление текучей среды в клапанной мембране (5) обеспечивает плотное прилегание по меньшей мере части мембраны (5) к стенке скважины,
в котором указанная клапанная мембрана (5) содержит по меньшей мере первую сужающуюся часть, первый конец которой имеет первый диаметр, а второй конец имеет второй диаметр, причем указанный первый диаметр больше указанного второго диаметра и больше ожидаемого внутреннего диаметра скважины, при этом указанная первая сужающаяся часть присоединена к растяжимым штангам таким образом, что при использовании часть клапанной мембраны (5), плотно прилегающая к стенке скважины, расположена между первым и вторым диаметрами,
при этом клапанная мембрана (5) является по существу трубкой, диаметр одного конца которой превышает наибольший диаметр, который необходимо герметизировать, а диаметр другого конца меньше наименьшего диаметра, который необходимо герметизировать.

2. Устройство по п.1, в котором указанная клапанная мембрана (5) выполнена из непористого материала.

3. Устройство по любому из пп.1-2, в котором указанная клапанная мембрана (5) выполнена из упрочненного материала.

4. Устройство по п.1, содержащее пружины (61) с постоянной жесткостью, каждая из которых на одном конце установлена на корпусе инструмента с возможностью скольжения, а на другом конце прикреплена к периферии указанной первой сужающейся части клапанной мембраны (5), имеющей первый диаметр, причем указанные пружины (61) установлены концентрически, так что при скольжении в одном направлении они толкают указанную периферию в направлении наружу от корпуса инструмента, а при скольжении в другом направлении притягивают периферию в направлении указанного корпуса.

5. Устройство по п.4, содержащее разъемные соединители для присоединения клапанной мембраны (5) к растяжимым штангам.

6. Устройство по п.5, в котором разъемные соединители присоединены к указанным пружинам (61) с постоянной жесткостью в месте, лежащем между концами этих пружин (61).

7. Модуляционное устройство для использования в скважине, заполненной текучей средой, содержащее:
устройство по п.1;
клапан для модуляции давления текучей среды в заполненной скважине путем по меньшей мере частичного закрытия одного конца клапанной мембраны для обеспечения ограничения потока жидкости.



 

Похожие патенты:

Группа изобретений относится к области газовой промышленности и может быть использована для проведения газогидродинамических исследований движения газожидкостных потоков с включением механических примесей, например, процессов добычи газа в нефтегазовой отрасли, связанной с изучением процессов движения газожидкостных потоков в вертикальных, наклонных трубопроводах и отдельных устройствах.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, а именно к мониторингу и управлению добывающей нефтяной скважиной. Технический результат направлен на повышение нефтедобычи, коэффициента извлечения нефти (КИН) из пласта или нескольких пластов, дренируемых скважиной, за счет произведения прямого замера параметров газожидкостного столба на различных его уровнях, управления производительностью погружного насоса и дебитом нефтедобычи с учетом наиболее благоприятных условий нефтеотдачи пласта.

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может быть использовано при гидродинамических исследованиях многозабойных скважин. Предложен способ исследования многозабойной горизонтальной скважины, содержащий этапы, на которых осуществляют спуск в скважину глубинного прибора, проведение гидродинамических исследований и извлечение геофизического прибора из многозабойной горизонтальной скважины.

Изобретение относится к эксплуатации нефтяных и газовых скважин, в частности к геофизическим исследованиям открытых стволов многозабойных горизонтальных скважин.

Изобретение относится к исследованию скважин и может быть использовано для непрерывного контроля параметров в скважине. Техническим результатом является упрощение конструкции системы наблюдения за параметрами в скважине.

Изобретение относится к области геофизических исследований скважин, а именно к приборам для измерений геофизических и технологических параметров в процессе бурения.

Изобретение относится к способу и устройству для скважинных измерений для контроля и управления нефтяными и газовыми эксплуатационными, нагнетательными и наблюдательными скважинами и, в частности, к способу и устройству для контроля параметров ствола скважины и пласта в месте залегания.

Изобретение относится к бурению скважины и может быть использовано для контроля забойных параметров и каротаже в процессе бурения. Техническим результатом является повышение качества исследования скважины за счет увеличения надежности передачи информации от забоя на поверхность.

Изобретение относится к эксплуатации нефтяных и газовых скважин и может быть использовано при контроле коррозионного состояния обсадных колонн (ОК) и насосно-компрессорных труб (НКТ) скважин.

Изобретение относится к креплению скважин, в частности к способу определения целостности кольцевого уплотнения обсадной колонны в скважине. Техническим результатом является снижение трудозатрат на обеспечение качественного уплотнения межтрубного пространства в скважине.

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.

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 и предназначено для герметизации межтрубного пространства над противопесочным фильтром при его установке на газовых скважинах месторождений и подземных хранилищах газа.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к устройствам для поддержания пластового давления многопластовых нефтяных месторождений. .

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть использовано при ремонте скважин. .

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, а именно к устройствам для разобщения пластов в скважине при их обработке и эксплуатации. .

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может найти применение в скважинах с относительно небольшими глубинами, в которых веса инструмента недостаточно для создания необходимой нагрузки при запакеровке.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к способам и устройствам для герметизации эксплуатационной колонны. .

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.
Наверх