Механический пакер двустороннего действия



Механический пакер двустороннего действия
Механический пакер двустороннего действия
Механический пакер двустороннего действия
Механический пакер двустороннего действия
Механический пакер двустороннего действия

 


Владельцы патента RU 2520104:

Общество с ограниченной ответственностью Научно-производственное предприятие "Нефтегазовые технологии" (RU)

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 области строительства и эксплуатации нефтяных, газовых и других скважин, а именно к механическим пакерам осевого типа двустороннего действия.

Известен пакер с двусторонним восприятием внешних нагрузок типа ПРО-ЯДЖ производства ПКФ «Пакер», г. Октябрьский, Башкортастан (каталог продукции НПФ «Пакер», www: http://npf-paker.ru). Пакер включает ствол с двумя механическими якорями, нижним и верхним, и подвижной центральной частью. Центральная часть, состоящая из нижнего конуса, уплотнителя и верхнего конуса или гидроякоря, удерживается от перемещения замковым устройством со специальной пружиной, упирающейся в ствол и рассчитанной на усилие не менее 4 тс. Паз на стволе имеет замкнутую форму из чередующихся длинных и коротких участков, соединенных винтовыми переходами. Пакер имеет осевой способ посадки, т.е. установка в скважине только за счет осевых манипуляций колонны труб.

Недостатком данного пакера является необходимость предварительного сжатия пружины для раскрытия замкового устройства за счет разгрузки значительного веса колонны, что обусловливает сложность замкового устройства и снижение надежности пакера в целом. Значительное усилие на замок вызвано необходимостью избежать самопроизвольного срабатывания верхнего якоря при спуске.

Известен пакер с двусторонним восприятием внешних нагрузок модели J-LOK производства Baker Oil Tools (страна-изготовитель США,), принятый заявителем за прототип (www: http://Bakerhughes.com, каталог Packer System, Baker Oil Tools, стр.76). Конструкция пакера представляет собой ствол, на который надеты два механических якоря, нижний и верхний, и подвижная центральная часть. Центральная часть выполнена в виде втулки с надетыми на нее подвижным нижним конусом, уплотнительными элементами и неподвижным верхним конусом, навинченным по резьбе на втулку. Центральная часть имеет механическую связь с нижним якорем, в виде втулки, которая ограничивает свободное перемещение центральной части по оси пакера только в одном направлении, а именно вверх. Перемещение центральной части вниз ограничено ступенькой, выполненной на стволе пакера. Нижний якорь имеет радиально установленный штифт, который входит в паз на стволе, имеющий форму латинской буквы «J». Паз определяет траекторию перемещения нижнего якоря и связанных с ним деталей.

Недостатком прототипа является способ посадки пакера - поворотный, определяемый формой паза («J»). В частности, для посадки в скважине пакера, установленного на колонне труб, необходимо слегка натянуть колонну, повернуть ее на четверть оборота и опустить. Данный способ имеет значительные трудности для управляющего персонала в глубоких и наклонно-направленных скважинах.

Данное техническое решение в части реализации механической связи между нижним якорем и центральной частью не пригодно для осевого пакера, наиболее распространенного в РФ. Это связано с тем, что осевой пакер имеет более длинный паз по сравнению с поворотным (не менее 600 мм вместо 250 мм), что привело бы к неоправданному увеличению длины и массы пакера.

Задачей изобретения является обеспечение осевого способа посадки пакера с двусторонним восприятием внешних нагрузок без расходования веса колонны на раскрытия замковых устройств и при минимальном осевом габарите.

Техническим результатом настоящего изобретения является повышение надежности и удобства эксплуатации пакера.

Указанный технический результат достигается в механическом пакере двустороннего действия, содержащем ствол с надетыми на него подвижным нижним механическим якорем и подвижной в осевом направлении центральной частью, выполненной 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, подвижно установленной на стволе и осуществляющей механическую связь между центральной частью и нижним якорем, траектория перемещения которого ограничена пазом, выполненным на стволе пакера, согласно изобретению взаимное положение нижнего якоря и центральной части определяется двумя фигурными управляющими пазами, один из которых, неподвижный, расположен на стволе, а второй, подвижный в осевом направлении, выполнен на втулке, подвижно установленной на стволе и осуществляющей механическую связь.

Изобретение поясняется чертежами,

где на фиг.1 показано взаимное положение нижнего якоря и центральной части в зависимости от взаимного положения нижнего якоря и ствола; на фиг.2 - общий вид пакера (два варианта исполнения): с верхним гидравлическим якорем (вид слева) и с верхним механическим якорем (вид справа); на фиг.3 - конструкция нижнего якоря, на примере пакера с верхним гидравлическим якорем; на фиг.4 - взаимное расположение выделенных деталей пакера в транспортном положении; на фиг.5 - взаимное расположение выделенных деталей пакера в рабочем положении.

Пакер содержит ствол 1, на который надеты нижний якорь 2, центральная часть 3, с верхним конусом 4 или верхним гидроякорем 6, жестко связанными с центральной частью 3. В зависимости от типа пакера, выше на ствол 1 может быть надет верхний механический якорь 5, ограниченный в движении буртиком на стволе 1. Центральная часть 3 представляет собой втулку 7, на которую надеты подвижные по оси толкатель 8, уплотнители 9, разделенные шайбами 10, и навинчен по резьбе верхний гидроякорь 6 (или верхний конус 4) с упорами 11. На толкатель 8 навинчен нижний конус 12. Сверху на ствол 1 навинчен по резьбе переводник 13, посредством которого пакер соединен с колонной технологических труб.

На стволе 1 пакера выполнен паз «Б» в виде чередующихся длинных (рабочая ветвь), промежуточных (переходная ветвь) и коротких (транспортная ветвь) участков, соединенных винтовыми переходами, и отличающийся от прототипа тем, что имеет незамкнутую форму.

Нижний якорь 2 включает в себя

- подпружиненные фрикционные колодки 14, радиально вставленные в корпус колодок 15 и имеющие возможность ограниченного радиального перемещения;

- подпружиненные захваты 16, вставленные в торцевые пазы корпуса захватов 17 и также имеющие возможность ограниченного радиального перемещения.

Корпус захватов 17 жестко связан по резьбе с втулкой-выступом 18, которая в свою очередь связана с корпусом фрикционных колодок 15 посредством сегментов 19, допускающих свободное вращение корпуса фрикционных колодок 15 на стволе 1.

Втулка-выступ 18 имеет радиально установленный штифт 20 (фиг.4, 5), который входит в паз «Б» на стволе 1 пакера.

В отличие от аналога предлагаемый пакер имеет постоянную механическую связь центральной части 3 с нижним якорем 2 в виде пазовой втулки 21, которая верхним концом жестко связана с конусом 12, а нижний конец ее заведен за упорный бурт корпуса захватов 17. На пазовой втулке 21 выполнен паз «А» и его угловое положение по отношению к пазу «Б» является строго определенным и неизменным. Паз «А» по форме представляет собой сочетание продольных и одной круговой поперечной ветвей.

Взаимное положение нижнего якоря 2 и центральной части 3, определяемое двумя управляющим пазами «А» и «Б», является существенным отличием предлагаемого пакера от прототипа.

В отличие от прототипа механическая связь ограничивает движение центральной части 3 относительно нижнего якоря 2 в обоих осевых направлениях и в пределах некоторого хода.

Величина хода центральной части 3 относительно нижнего якоря 2 определяется угловым положением втулки-выступа 18 и пазовой втулки 21 на стволе 1. Пазовая втулка 21 посредством радиально установленного штифта 22, входящего в продольную часть паза «Б», может перемещаться строго по оси ствола 1, не допуская поворота. На нижнем торце пазовой втулки 21 имеется два продольных выреза, конструктивно реализующих функцию продольных ветвей паза «А» (фиг.1).

Угловое и осевое положение втулки-выступа 18 определяется пазом «Б» на стволе 1 пакера. На верхней торцевой поверхности втулки-выступа 18 выполнены два выступа, имеющих форму и размеры, идентичные вырезам (пазам) на пазовой втулке 21.

Механический пакер двустороннего действия работает следующим образом (на примере пакера с верхним гидроякорем).

Пакер функционально имеет два положения: транспортное и установочное (посадочное).

Пакер спускают в скважину на колонне технологических труб до требуемого места установки (посадки) в транспортном положении, при котором захваты 16 не выходят за диаметральный габарит пакера и не взаимодействуют со стенками скважины, что и обеспечивает его беспрепятственное прохождение по скважине в обоих направлениях.

В транспортном положении штифт 20, установленный во втулку-выступ 18, находится в короткой транспортной ветви паза «Б» на стволе 1. При этом выступы на втулке 18 уперты в торцевую поверхность пазовой втулки 21, что не позволяет конусу 12, жестко связанному с пазовой втулкой 21, взаимодействовать с захватами 16, которые через корпус захватов 17 связаны с втулкой-выступом 18.

Втулка-выступ 18 соединена с корпусом 15 фрикционных колодок 14 посредством сегментов 19, допускающих свободное вращение блока на стволе 1 относительно втулки-выступа 18. Подпружиненные фрикционные колодки 14 постоянно контактируют со стенками скважины и за счет сил трения удерживают нижний якорь 2 и связанную с ним центральную часть 3 от свободного падения в пределах паза «Б» на стволе 1.

При спуске ствол 1 уступом паза «Б» через штифт 20 толкает нижний якорь 2 и центральную часть 3 к месту установки.

При достижении места посадки пакера колонну труб приподнимают на определенную высоту, не менее длины короткой транспортной ветви паза «Б». При этом нижний якорь 2, вместе с центральной частью 3, остается на месте удерживаемый фрикционными колодками 14 за стенки скважины. Штифт 20 переходит в переходную ветвь паза «Б», вызывая поворот втулки-выступа 18 относительно пазовой втулки 21.

Затем колонну со стволом 1 вновь опускают на длину не менее чем длина переходной ветви паза «Б». Штифт 20 переходит в длинную рабочую ветвь паза «Б» и поворачивает втулку-выступ 18 относительно пазовой втулки 21 в положение, при котором выступы на втулке 18 входят в продольные прорези пазы «А» на пазовой втулке 21, обеспечивая их взаимное сближение.

В результате при дальнейшем опускании ствола 1 происходит сближение и взаимодействие конуса 12 с захватами 16. Под действием конуса 12 захваты 16, имеющие твердую наружную поверхность в форме зубьев, перемещаются радиально в корпусе захватов 17 до соприкосновения и внедрения последних в стенки скважины.

Таким образом, конус 12, опираясь на захваты 16, создает в скважине в заданном месте жесткую опору. При дальнейшем опускании ствола 1 детали, не имеющие жесткой связи со стволом 1 (уплотнители 9, разделенные шайбами 10, верхний якорь 6) садятся на толкатель 8, соединенный по резьбе с конусом 12. Затем ствол 1 пакера через переводник 11, жестко с ним соединенный, садится на гидроякорь 6. В результате вес колонны труб передается на эластичные уплотнители 9, которые, радиально деформируясь, вступают в контакт со стенками скважины, герметично разобщая над- и подпакерную зоны.

Перевод пакера из посадочного положения в транспортное осуществляют путем очередного подъема колонны труб на высоту не менее длины рабочей ветви паза «Б». В результате последовательно происходят следующие действия. Снимается нагрузка от веса труб на верхний гидроякорь 6. Ствол 1 своим буртиком действует на упоры 11 и поднимает гидрорякорь 6, освобождая уплотнители 9 от осевой нагрузки. Гидроякорь 6 через соединенную с ним втулку 7 и толкатель 8 снимает конус 12 с захватов 16. Захваты 16 под действием пружин отходят от стенок скважины и прижимаются к пазовой втулке 21. Пазовая втулка 21, соединенная жестко с конусом 12, выходит из втулки-выступа 18, которая удерживается на месте за стенки скважины блоком фрикционных колодок 14. Штифт 20, установленный во втулке-выступе 18, переходит в переходную ветвь, поворачивая втулку-выступ 18 относительно пазовой втулки 21.

Затем вновь опускают ствол 1, и штифт 20 переходит в короткую транспортную ветвь паза «Б», дополнительно поворачивая втулку-выступ 18 относительно пазовой втулки 21 в положение, при котором выступы упираются в торцевую поверхность пазовой втулки 21. При этом взаимодействие конуса 12 и захватов 16 исключено, и пакер находится в транспортном положении.

Механический пакер двустороннего действия, содержащий ствол, с надетыми на него подвижным нижним механическим якорем и подвижной в осевом направлении центральной частью, выполненной 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, подвижно установленной на стволе и осуществляющей механическую связь между центральной частью и нижним якорем, траектория перемещения которого ограничена пазом, выполненным на стволе пакера, отличающийся тем, что взаимное положение нижнего якоря и центральной части определяется двумя фигурными управляющими пазами, один из которых, неподвижный, расположен на стволе, а второй, подвижный в осевом направлении, выполнен на втулке, подвижно установленной на стволе и осуществляющей механическую связь.



 

Похожие патенты:

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.

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.

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.

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 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.

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 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.

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 проходной пакер и разобщитель, включающий ствол, золотник, расположенный внутри ствола и соединенный с ним срезными элементами, золотник оснащен посадочным седлом для шара, сбрасываемого вовнутрь устройства перед обработкой верхнего пласта, конусную расточку, в которой установлено стопорное кольцо, взаимодействующее с кольцевой проточкой. Ствол оснащен радиальными отверстиями и дополнительными срезными элементами, усилие разрушения которых выше усилия разрушения срезных штифтов, также ствол снабжен обводным каналом, имеющим возможность сообщения верхней и нижней части ствола, минуя золотник, при этом в исходном положении обводной канал и радиальные отверстия ствола герметично перекрыты золотником, оснащенным радиальными каналами, причем снизу золотник оснащен осевым центральным отверстием, при этом ствол ниже золотника концентрично снабжен жесткозакрепленным к нему стержнем, направленным в сторону золотника, а также осевыми отверстиями по окружности, причем пропускная способность осевых отверстий ствола больше пропускной способности центрального отверстия золотника, в верхней части золотника выполнено дополнительное посадочное седло под дополнительный шар большего диаметра, сбрасываемого вовнутрь устройства после обработки верхнего пласта для возможности возврата к нижнему пласту через обводной канал, кольцевая проточка выполнена в виде кольцевых насечек, направленных противоположно стопорному кольцу в нижней части золотника, и имеет возможность взаимодействия со стопорным кольцом, размещенным в конусной расточке, выполненной в нижней части ствола выше осевых отверстий по окружности, при этом дополнительный срезной штифт установлен в стволе ниже конусной расточки, в которой размещено стопорное кольцо. Предлагаемое устройство имеет усовершенствованную конструкцию, расширенные технологические возможности и высокую надежность в работе. 4 ил.

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 содержит проходной пакер и разобщитель. Разобщитель включает ствол, золотник, расположенный внутри ствола и соединенный с ним срезными элементами. Золотник оснащен седлом под запорный элемент. Ствол оснащен радиальными отверстиями и дополнительными срезными элементами. Ствол ниже радиальных отверстий снабжен обводным каналом, имеющим возможность сообщения верхней и нижней части ствола, минуя золотник. В исходном положении обводной канал и радиальные отверстия ствола герметично перекрыты золотником. Золотник оснащен центральным осевым отверстием и радиальными каналами. Радиальные каналы золотника при осевом перемещении вниз золотника относительно ствола имеют возможность поочередного сообщения сначала с радиальными отверстиями ствола, а затем с обводным каналом ствола. В нижней части золотника имеется кольцевая проточка, выполненная в виде кольцевых насечек, направленных противоположно стопорному кольцу с возможностью взаимодействия с ним. Стопорное кольцо размещено в конусной расточке, выполненной в нижней части ствола выше дополнительных срезных элементов. Ниже дополнительных срезных элементов ствол оснащен ограничителем хода золотника. Запорный элемент выполнен в виде штока переменного сечения. Устройство имеет усовершенствованную конструкцию, расширенные технологические возможности и высокую надежность в работе. 4 ил.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, а именно к пакерам для герметичного разобщения интервалов ствола в необсаженной скважине. Пакер включает в себя ствол, муфту, ниппель, уплотнительный элемент с коническими опорами и плашки. Плашки выполнены в виде стержня трапецеидальной формы. Один конец верхних и нижних плашек шарнирно установлен соответственно в верхнем и нижнем упорах, а другой конец плашек, выходящий наружу, выполнен обтекаемой формы. Конусная поверхность конических опор и поверхность плашек, соприкасающаяся с конусной поверхностью конических опор, имеют уступы прямоугольной формы. Плашки постоянно прижаты к конусной опоре рессорными пружинами. Пакер снабжен узлом защиты от преждевременной самопроизвольной посадки. Узел защиты состоит из втулки с выточкой, в которую входит буртик разрезного кольца, выполненный на всей внешней поверхности разрезного кольца. Изобретение позволит предотвратить прихват пакера, обеспечить повышенную проходимость пакера по открытому стволу скважины, исключить возможность самопроизвольной, преждевременной установки пакера при небольших сжимающих нагрузках, уменьшить габариты и металлоемкость пакера. 1 ил.

Изобретение относится к области горного дела, в частности к нефтедобывающей промышленности, и может быть использовано для эксплуатации нефтяных скважин. С целью повышения надежности посадки пакеров и улучшения герметизации межтрубного пространства в скважинах, пакер инерционный механический содержит смонтированные на трубе кольцевое уплотнение, разобщающее полость скважины, механический якорь и телескопический замок с возможностью ограниченного осевого перемещения трубы внутри якоря, последний содержит подпружиненные фрикционные плашки, размещенные в пазах обоймы. С торца обоймы установлены разжимные рифленые кулачки с возвратными пружинами, прижимающими кулачки к трубе относительно втулки, установленной на обойме и охватывающей основания кулачков. Последние выполнены с внутренней конической поверхностью, взаимодействующей с ответным конусом, установленным на трубе с возможностью осевого перемещения. Телескопический замок включает выполненный на поверхности трубы многоходовой лабиринтовый паз, взаимодействующий с плавающим пальцем, закрепленным на подвижном кольце, охватывающем трубу между обоймой и состыкованной с ней накидной гайкой с возможностью продольных и угловых перемещений на трубе в пределах лабиринтного паза. Кольцевое уплотнение взаимодействует с тарельчатыми упорами, охватывающими торцы кольцевого уплотнения. Нажимной упор сопряжен с переводником, соединяющим трубу пакера с колонной насосно-компрессорных труб. Между конусом и кольцевым уплотнением введена втулка. Цилиндрическая часть конуса выполнена ступенчатой и с упором в уступ меньшим диаметром соединена с втулкой, на противоположном торце которой выполнен тарельчатый упор, охватывающий торец кольцевого уплотнения с нижней его стороны. Во втулке со стороны тарельчатого упора выполнен буртик, упирающийся в кольцевой выступ, выполненный на трубе, обеспечивающий свободное размещение кольцевого уплотнения на трубе между тарельчатыми упорами до посадки пакера в скважину и с возможностью перемещения во втулке кольцевого выступа в направлении торца меньшего диаметра цилиндрической части конуса на расстояние, по меньшей мере, равное длине смещения тарельчатого упора на втулке на величину сжатия кольцевого уплотнения для его радиального расширения до герметичного разобщения полости скважины. В стенке втулки установлены срезные штифты, взаимодействующие с выемкой, выполненной на кольцевом выступе трубы, исключающие смещение конуса в направлении кулачков якоря при спуске пакера в скважину. В резьбовых отверстиях снаружи втулки выполнены углубления с возможностью скрытия головок срезных штифтов. 1 з.п. ф-лы, 1 ил.

Изобретение относится к горному делу, в частности к нефтедобывающей промышленности, и может использоваться для раздельной эксплуатации нефтяных скважин. С целью сокращения объема спускоподъемных операций и времени простоя скважины пакер многофункциональный содержит трубу, соединяемую сверху с колонной насосно-компрессорных труб и снизу с погружным электроприводным насосом посредством патрубка. Снаружи трубы смонтированы резиновые кольцевые манжеты с механизмом расширения их, якорь, центратор и выполнен канал для герметичной проводки силового кабеля через пакер. В стенке трубы по обе стороны кольцевых манжет выполнены радиальные отверстия и симметрично им кольцевые трапециевидные канавки, сообщающие полость трубы с межтрубными пространствами выше и ниже пакера. Внутренний диаметр трубы меньше внутреннего диаметра колонны насосно-компрессорных труб и в направлении верхнего торца трубы в последней выполнен внутренний конус перехода от диаметра трубы до диаметра колонны насосно-компрессорных труб. На внутренней стороне стенки трубы выполнена кольцевая выемка стопорного устройства для установки в трубе сменных цилиндрических вставок, предназначенных для выполнения определенного технологического регламента эксплуатации скважины, спускаемых в трубу через полость колонны насосно-компрессорных труб и герметично устанавливаемых в трубе посредством уплотнений с возможностью совмещения и/или перекрытия кольцевых трапециевидных канавок с радиальными отверстиями в трубе и в сменных цилиндрических вставках. В трубе могут быть установлены сменные цилиндрические вставки для выполнения технологических операций регламента эксплуатации скважины: промывки надпакерного межтрубного пространства или промывки погружного электроприводного насоса, либо отвода газа из подпакерного межтрубного пространства, либо добычи нефти погружным электроприводным насосом и другие сменные вставки. Сменные цилиндрические вставки содержат элемент стопорного устройства, взаимодействующий с ответной кольцевой выемкой на внутренней стороне стенки трубы, удерживающий цилиндрическую вставку в трубе в определенном положении, и кольцевой паз для зацепления сменных вставок захватным инструментом для спуска с поверхности скважины в трубу и удаления их через полость колонны насосно-компрессорных труб. 6 з.п. ф-лы, 5 ил.
Наверх