Селективный устанавливаемый модуль для многоколонных пакеров



Селективный устанавливаемый модуль для многоколонных пакеров
Селективный устанавливаемый модуль для многоколонных пакеров
Селективный устанавливаемый модуль для многоколонных пакеров
Селективный устанавливаемый модуль для многоколонных пакеров
Селективный устанавливаемый модуль для многоколонных пакеров
Селективный устанавливаемый модуль для многоколонных пакеров
Селективный устанавливаемый модуль для многоколонных пакеров

 


Владельцы патента RU 2521243:

ВЕЗЕРФОРД/ЛЭМ, ИНК. (US)

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.

 

Предпосылки создания изобретения

В процессе эксплуатации нефтяных и газовых скважин обычно скважинный пакер вместе с оборудованием для завершения и эксплуатации опускают в обсаженный ствол скважины. При достижении заданной глубины пакер закрепляют на обсадной колонне. Несколько колонн труб могут проходить через пакер, хотя вследствие ограничений диаметра скважины обычно применяют две эксплуатационные колонны труб, проходящие через один пакер.

Во многих случаях может быть желательно обеспечить возможность независимо эксплуатировать множество различных продуктивных зон, например, в многоствольных буровых скважинах или когда разные продуктивные зоны имеют отличающиеся механические или химические свойства. В некоторых случаях каждая зона может требовать отдельной эксплуатационной колонны или отдельной линии управления. Когда через пакер нужно пропускать множество линий управления или эксплуатационных колонн, может требоваться по меньшей мере двухзонный пакер.

Назначением двухзонного пакера является уплотнение ствола скважины от потока жидкости или газа в месте нахождения пакера, при этом обеспечивая возможность прохода через него эксплуатационных труб или линий управления. Пакер содержит клиновые захваты с криволинейными поверхностями, которые при активации взаимодействуют с дополняющими противоположными скошенными поверхностями, чтобы радиально проходить и зажимать обсадную колонну. Пакер содержит также кольцевое упругое уплотнение, обычно эластомер, которое обычно подвергается радиальному расширению для уплотнения к обсадной колонне. Как упругое уплотнение, так и криволинейные поверхности, которые растягивают клиновые захваты, обычно активируются посредством продольного сжатия пакера. Данное продольное сжатие может быть осуществлено механическим или гидравлическим способом. Когда двухзонный пакер опускают в скважину, он обычно удерживается в незакрепленном положении обычно посредством срезного штифта или пружинного кольца.

Обычные двухколонные пакеры включают в себя по меньшей мере одну пару трубчатых оправок, на которых установлена уплотнительная манжета и узел клинового захвата. Двухствольный пакер обычно подготавливают к прикреплению посредством закрытия одной из оправок для потока текучей среды. Поток текучей среды может быть блокирован посредством шарика, заглушки, стреловидного клапана или любого другого устройства, которое может образовать уплотнение для закупоривания конкретной трубы.

Упругий пакер и узел клинового захвата обычно подвергаются радиальному удлинению посредством гидравлического поршня, который прикладывает продольное сжимающее усилие в ответ на гидравлическое давление в закрытой оправке. Устанавливающие усилия прикладывают к кольцевым уплотнительным элементам и якорю посредством устанавливающего цилиндра, прикрепленного к оправке пакера.

В некоторых случаях может потребоваться высвободить двухколонный пакер для его извлечения из ствола скважины. Для облегчения извлечения пакера из ствола скважины при создании двухколонного пакера в нем должны быть предусмотрены некоторые элементы. Пакер обычно выполнен с возможностью приложения растягивающего напряжения от поверхности через одну из трубчатых оправок к сдвиговому узлу в корпусе пакера. Трубчатая оправка, используемая для снятия растягивающего напряжения в данном инструменте, обычно называется длинной стороной двухколонного пакера. Если для преодоления внутреннего сопротивления сдвигового узла от поверхности к сдвиговому узлу приложено достаточное натяжение, которое сдвигает соответствующие участки упомянутого узла, то продольное сжатие, прикладываемое для радиального удлинения клинового захвата и упругого уплотнения, снимается. Клиновые захваты и упругое уплотнение уже не фиксируют и не уплотняют двухколонный пакер к обсадной колонне, и двухколонный пакер может быть извлечен на поверхность.

Иногда требуется использовать один конкретный ствол, а в других случаях требуется использовать другой ствол в качестве источника гидравлического давления для установки клиновых захватов и упругого уплотнения. Однако поскольку для удаления двухколонного пакера из скважины может быть использована только длинная сторона двухколонного пакера, и поскольку каждый канал оправки может иметь разные требования, обусловленные оборудованием и другими требованиями скважины, оператор обычно не способен легко изменять ориентацию двухколонного пакера перед его размещением. Обычно необходимо изменять конфигурацию внутренних участков двухколонного пакера.

Обычно одна из оправок содержит отверстие, выполненное в ней так, что траектория перемещения создается посредством конкретной оправки и внутренней сдвиговой камеры, при этом другая оправка содержит необходимые сдвиговые штифты и другие элементы для высвобождения клиновых захватов и уплотнений, когда это необходимо. Поскольку оправки проходят через и прикреплены к внутренним элементам двухколонного пакера, для изменения конфигурации внутренних участков двухколонного пакера требуется полная перестройка двухколонного пакера сверху донизу обычно на буровой площадке. Такая перестройка отнимает дорогостоящее время эксплуатации бурового оборудования и приводит к возможному загрязнению и потенциальному повреждению инструмента, когда двухколонный пакер размещают внутри скважины.

Краткая сущность изобретения

Для устранения необходимости полного демонтажа двухколонного или многоколонного пакера на буровой площадке и для предотвращения задержек и возможного повреждения, связанных с такой перестройкой, индексирующая кассета может быть прикреплена к оправкам на или около забойного или нижнего конца двухколонного пакера.

Посредством прикрепления индексирующей кассеты около нижней части двухколонного пакера двухколонный пакер может быть установлен вертикально так, что любая из оправок может подавать в сдвиговую камеру давление, которое требуется для установки клиновых захватов или уплотнения.

Индексирующая кассета обычно содержит ряд сквозных отверстий, которые соответствуют отверстиям сдвиговой камеры и любой из оправок. Кроме того, индексирующая кассета содержит канал, который соединяет по меньшей мере одну из оправок с обычно расположенной в центре сдвиговой камерой. В зависимости от размера и ориентации различных оправок индексирующая кассета может иметь ось симметрии и может быть повернута вокруг аксиальной оси инструмента, чтобы позволить различным оправкам подавать давление в сдвиговую камеру. В других конфигурациях можно легко освобождать индексирующую кассету и поворачивать или индексировать кассету в требуемое положение, чтобы позволять различным оправкам подавать давление в сдвиговую камеру.

Обычный двухколонный пакер с осесимметричной или индексирующей кассетой содержит корпус, содержащий по меньшей мере два продольных проточных канала, верхний конец, нижний конец, уплотнение, подвижно установленное на корпусе, узел клинового захвата, поддерживаемый на корпусе, канал в корпусе и переходный модуль, обеспечивающий перемещение текучей среды между каналом в корпусе и продольным проточным каналом. В некоторых случаях индексируемая кассета расположена около нижнего конца корпуса. Канал в корпусе обычно образует камеру давления, и камера давления обычно представляет собой установочный узел. Установочный узел или камера давления прикладывает усилие для установки узла клинового захвата, которое в свою очередь устанавливает уплотнение, при необходимости, и устанавливает клиновые захваты. В некоторых случаях уплотнение может быть выполнено в виде разбухающего эластомера. Таким образом, установочное усилие необязательно, но может быть приложено. Индексируемая кассета выполнена с возможностью аксиального или продольного поворота для обеспечения перемещения текучей среды между каналом в корпусе и продольным проточным каналом.

В альтернативном варианте осуществления двухколонный или многоколонный пакер может содержать трубчатую оправку, содержащую по меньшей мере два продольных канала, верхний конец, нижний конец, уплотнение, установленное на трубчатой оправке, узел клинового захвата, поддерживаемый на трубчатой оправке, установочную камеру в трубчатой оправке и подвижный переходный модуль, обеспечивающий перемещение текучей среды между по меньшей мере одним из продольных проточных каналов и установочной камерой. Установочная камера прикладывает усилие для установки узла клинового захвата и при необходимости уплотнения. В некоторых случаях уплотнение может представлять собой разбухающее уплотнение. Индексируемая кассета или подвижный переходный модуль выполнен с возможностью аксиального или продольного поворота для обеспечения перемещения текучей среды между установочной камерой и продольным проточным каналом.

Способ монтажа многоколонного пакера содержит обеспечение корпуса, содержащего верхний конец, нижний конец, по меньшей мере два продольных проточных канала и канал, обычно расположенный в центре. На корпусе устанавливают также уплотнение и узел клинового захвата. В некоторой точке переходный модуль, обычно расположенный около нижнего конца корпуса, может быть ориентирован так, что текучая среда может перемещаться между каналом в корпусе и продольным проточным каналом. В некоторых случаях канал в корпусе может быть использован в качестве камеры давления и включать в себя установочный узел. Камера давления прикладывает усилие для установки узла клинового захвата и уплотнения. В некоторых случаях уплотнение может представлять собой разбухающий эластомер, и установочное усилие может использоваться или может не использоваться. Индексирующая кассета поворачивается аксиально или продольно для обеспечения перемещения текучей среды между каналом в корпусе и продольным проточным каналом.

Краткое описание чертежей

Фиг.1 представляет собой схематичный вид ствола скважины с по меньшей мере двумя продуктивными зонами.

Фиг.2 представляет собой двухколонный пакер.

Фиг.3 представляет собой вид с торца переходного модуля.

Фиг.4 представляет собой вид сбоку переходного модуля в соответствии с фиг.3.

Фиг.5 показывает двухколонный пакер с переходным модулем, расположенным около его нижнего конца.

Фиг.6 показывает переходный модуль с изменяющимися размерами трубчатых каналов, который поворачивается вокруг линии симметрии.

Фиг.7 показывает переходный модуль с множеством трубчатых каналов, который индексирован относительно своей продольной оси.

Подробное описание

Приведенное ниже описание включает примерные устройства, способы, технологии и последовательности инструкций, которые осуществляют технологии настоящего изобретения. Однако необходимо понимать, что описанные варианты осуществления могут быть реализованы без данных конкретных деталей.

Фиг.1 представляет собой схематичный вид ствола 10 скважины с по меньшей мере двумя продуктивными зонами, т.е. продуктивной зоной 12 и продуктивной зоной 14. Скважинное оборудование обычно состоит из по меньшей мере двух верхних колонн труб, колонны 16 труб и колонны 18 труб, каждая из которых проходит от поверхности 20 до по меньшей мере двухколонного пакера 30 с верхним клиновым захватом 32, нижним клиновым захватом 34 и уплотнением 36. Пакер 38 отделяет продуктивную зону 12 и продуктивную зону 14 друг от друга. Скважинное оборудование содержит также по меньшей мере две нижние колонны труб, т.е. колонну 42 труб и колонну 44 труб, каждая из которых проходит от по меньшей мере двухколонного пакера 30 до изолированного участка скважины 10 и соответствует конкретной продуктивной зоне, такой как продуктивная зона 12 и продуктивная зона 14.

Колонна 16 труб и колонна 42 труб обычно сообщены через по меньшей мере двухколонный пакер 30. Колонна 18 труб и колонна 44 труб также сообщены через по меньшей мере двухколонный пакер 30. Посредством разделения скважины 10 на по меньшей мере две продуктивные зоны 12 и 14 сообщения каждой продуктивной зоны 12 и 14 с поверхностью 20 оператор может завершать, эксплуатировать или как-то иначе воздействовать на каждую из продуктивных зон 12 и 14 независимо друг от друга.

Фиг.2 представляет собой более подробный вид обычного по меньшей мере двухколонного пакера 30. Для удобства верхняя часть чертежей определена как направление вверх или к поверхности 20 (фиг.1). Обычный двухколонный пакер 30 содержит корпус 31 пакера, содержащий по меньшей мере два продольных проточных канала, показанных как трубчатый канал 70 и трубчатый канал 72. Обычный двухколонный пакер 30 содержит также верхний конец 52, нижний конец 54, упругое эластомерное уплотнение 36, верхний клиновой захват 32, нижний клиновой захват 34, верхний конец 62 трубчатого канала 70, нижний конец 64 трубчатого канала 70, верхний конец 66 трубчатого канала 72, нижний конец 68 трубчатого канала 72 и канал или внутреннюю установочную камеру 80 в корпусе.

Двухколонный пакер 30 обычно опускают в ствол 10 скважины до расположения колонны 42 и 44 труб надлежащим образом и отделения продуктивных зон 12 и 14 друг от друга посредством установки по меньшей мере пакера 38. В скважине размещают шар, стреловидный клапан или другую подвижную заглушку для уплотнения к седлу в трубчатом канале 72, но ниже положения отверстия (непоказанного) в двухколонном пакере 30, обеспечивающего перемещение текучей среды между трубой и установочной камерой 80. Затем прикладывают давление от поверхности 20 для повышения давления в установочной камере 80 и, таким образом, обеспечивают необходимое механическое усилие для сжатия и, таким образом, радиального удлинения клиновых захватов 32 и 34 и упругого эластомерного уплотнения 36, тем самым фиксируя двухколонный пакер на месте в стволе 10 скважины и уплотняя двухколонный пакер 30 к стенкам ствола 10 скважины, образуя зоны выше и ниже двухколонного пакера, которые изолированы друг от друга, за исключением любых труб, таких как колонны 42 и 44 труб, которые проходят через двухколонный пакер 30.

В двухколонном пакере 30 один из трубчатых каналов, например трубчатый канал 72, определен как длинная сторона. В соответствии с определением длинной стороны элементы, требующиеся для высвобождения клиновых захватов 32 и 34 и уплотнений 36, связаны с данной конкретной стороной, в то время как другой трубчатый канал, например трубчатый канал 70, сообщен с внутренней установочной камерой 80. В некоторых случаях может быть необходимо изменить внутреннее сообщение между одной трубой и другой. В таких случаях, вследствие наличия соединений между трубчатым каналом 72 длинной стороны и элементами, необходимыми для высвобождения клиновых захватов 32 и 34 и уплотнений 36, а также внутреннего сообщения между трубчатым каналом 70 и внутренней установочной камерой 80, необходимо полностью разбирать двухколонный пакер 30, чтобы изменить внутреннее сообщение от одной трубы к другой. Такая разборка обычно осуществляется на буровой площадке и может приводить к задержке, а также к повышенной вероятности повреждения двухколонного пакера при размещении.

Для уменьшения времени простоя бурового оборудования и вероятности повреждения, обусловленного загрязнением двухколонного пакера при разборке на буровой площадке, может быть использован промежуточный модуль.

На фиг.3 показан промежуточный модуль 100 на виде с торца, а на фиг.4 показан тот же промежуточный модуль 100 на виде сбоку. Промежуточный модуль обычно состоит из оправки 102, содержащей множество трубчатых каналов, показанных в данном документе как трубчатый канал 110, трубчатый канал 112 и канал 114. Канал 114 может проходить полностью или не полностью через промежуточный модуль 100. В тех примерах, где канал 114 не проходит через промежуточный модуль 100, обычно использовано закупоривающее устройство для закупоривания нижнего конца канала 114. Промежуточный модуль содержит также отверстие 116 для сообщения трубчатого канала, в данном случае трубчатого канала 112 с каналом 114. На фиг.4 показан канал 114, который соединен с внутренней установочной камерой 80.

На фиг.4 внутренняя установочная камера 80 обычно представляет собой канал в корпусе 31 пакера, который использует давление, подаваемое через отверстие 116 из трубчатого канала 112, чтобы выполнять функцию цилиндра, вынуждающего поршень обеспечивать механическую энергию для установки клиновых захватов 32 и 34 и при необходимости уплотнения 36.

На фиг.5 показан обычный двухколонный пакер 101 с промежуточным модулем 100, прикрепленным к нижнему концу двухколонного пакера 101. Для удобства ссылки верхняя часть фиг.5 определена как направление вверх или к поверхности 20 (фиг.1). Двухколонный пакер 101 содержит корпус 120 пакера, содержащий по меньшей мере два продольных проточных канала, показанные как трубчатый канал 122 и трубчатый канал 124, и внутреннюю установочную камеру 134. Двухколонный пакер 101 содержит верхний конец 130, нижний конец 132, упругое эластомерное уплотнение 136, верхний клиновой захват 138, нижний клиновой захват 140, верхний конец 142 трубчатого канала 122, нижний конец 144 трубчатого канала 122, верхний конец 146 трубчатого канала 124 и нижний конец 148 трубчатого канала 124.

К нижнему концу 132 двухколонного пакера прикреплен промежуточный модуль 110. Все ссылки на промежуточный модуль сохраняются, как показанные на фиг.3 и 4. Промежуточный модуль 100 содержит трубчатый канал, который совмещается с каждым трубчатым каналом двухколонного пакера 101. В конкретном варианте осуществления, показанном на фиг.5, промежуточный модуль 100 содержит трубчатый канал 112, который соответствует и совмещается с нижним концом 148 трубчатого канала 124. Трубчатый канал 110 соответствует и совмещается с нижним концом 148 трубчатого канала 122. Канал 114 соответствует и совмещается с нижним концом 148 внутренней установочной камеры 134. Канал 114 сообщен с трубчатым каналом, здесь он показан в сообщении с трубчатым каналом 112. Сообщение между трубчатым каналом 112 и внутренней установочной камерой 134 может быть легко изменено посредством аксиального поворота промежуточного модуля 100 таким образом, что трубчатый канал 112 совмещается с нижним концом трубчатого канала 122, а трубчатый канал 110 совмещается с трубчатым каналом 124, таким образом обеспечивая сообщение с поверхностью через трубчатый канал М 122, а не через трубчатый канал 124.

Посредством обеспечения простого извлечения нижнего конца двухколонного пакера 101 и доступа к промежуточному модулю 100 устраняется необходимость полной разборки двухколонного пакера на буровой площадке и связанные с ней потери времени эксплуатации бурового оборудования и снижение надежности двухколонного пакера.

Как показано на фиг.6, в некоторых случаях двухколонный пакер содержит отличающиеся количества трубчатых каналов, и каждый канал может иметь другой размер. Промежуточный модуль 164 может содержать соответствующее количество трубчатых каналов, таких как трубчатые каналы 160 и 162, которые могут отличаться по размеру от других трубчатых каналов, таких как трубчатые каналы 170 и 172. В данном конкретном случае трубчатые каналы являются симметричными относительно линии 174 симметрии.

В тех случаях, когда трубчатые каналы являются симметричными относительно линии симметрии, можно изменять доступ текучей среды из канала на одной стороне оправки на канал на другой стороне оправки посредством поворота промежуточного модуля 164 вокруг его линии 174 симметрии. Например, трубчатые каналы 160 и 162 (так же как и трубчатые каналы 170 и 172) являются симметричными друг другу относительно линии 174 симметрии. Наличие трубчатых каналов, расположенных симметрично относительно линии 174 симметрии, позволяет оператору переворачивать промежуточный модуль (относительно линии 174 симметрии), и каждый трубчатый канал будет продолжать располагаться на одной линии с каналом в основном корпусе оправки. При этом, поскольку доступ в камеру давления представляет собой трубчатый канал 170 (верхний канал на фиг.6) в промежуточном модуле, когда промежуточный модуль поворачивают относительно линии 174 симметрии, доступ в камеру давления представляет собой нижний канал на фиг.6.

Различные размеры трубчатых каналов могут быть необходимы в зависимости от условий еще дальше в стволе скважины. Может быть необходимо пропускать через двухколонный пакер и промежуточный модуль небольшие гидравлические линии управления, капиллярные трубки, электрические провода, волоконно-оптические кабели или другие линии и устройства управления. Возможна любая комбинация в зависимости от доступного поперечного сечения ствола скважины и симметрии любого из трубчатых каналов, которые должны оставаться открытыми.

Как показано на фиг.7, в некоторых случаях двухколонный пакер будет содержать нечетное количество трубчатых каналов, требуя наличия промежуточного модуля с нечетным количеством трубчатых каналов. В таких случаях для изменения соединения между конкретным трубчатым каналом и камерой давления можно использовать переворот промежуточного модуля или вращение промежуточного модуля вокруг его продольной оси.

Как показано, промежуточный модуль 180 содержит три трубчатых канала 186, 188 и 184 помимо канала 190 для обеспечения доступа во внутреннюю установочную камеру. Отверстие 192 обеспечивает сообщение между трубчатым каналом 184 и каналом 190. Данная конфигурация промежуточного модуля позволяет использовать требуемый трубчатый канал в двухколонном пакере для установки клиновых захватов и уплотнений в двухколонном пакере посредством освобождения промежуточного модуля 180 и вращения его вокруг его продольной оси для совмещения трубчатого канала 184, который соединен через отверстие 192 с внутренней установочной камерой 190, с требуемым трубчатым каналом двухколонного пакера.

Хотя варианты осуществления описаны со ссылками на различные реализации и разработки, необходимо понимать, что данные варианты осуществления являются пояснительными и объем настоящего изобретения не ограничен ими. Возможно множество изменений, модификаций, добавлений и усовершенствований.

Может быть предусмотрено множество примеров элементов, операций или конструкций, описанных в данном документе как один пример. В частности, ссылки на двухколонный пакер включают в себя многоколонные пакеры. Вообще, конструкции и функции, представленные как отдельные элементы в примерных конфигурациях, могут быть реализованы в виде объединенной конструкции или элемента. Аналогично, конструкции и функции, представленные в виде одного элемента, могут быть реализованы как отдельные элементы. Эти и другие изменения, модификации, добавления и усовершенствования могут находиться в пределах объема настоящего изобретения.

1. Скважинное оборудование, содержащее корпус, содержащий, по меньшей мере, два продольных проточных канала, уплотнение, установленное с возможностью перемещения на упомянутом корпусе, узел клинового захвата, поддерживаемый на корпусе, канал в корпусе и промежуточный модуль, обеспечивающий перемещение текучей среды между каналом в корпусе и одним из, по меньшей мере, двух продольных проточных каналов.

2. Скважинное оборудование по п.1, в котором корпус дополнительно содержит верхний конец и нижний конец, и промежуточный модуль расположен около нижнего конца корпуса.

3. Скважинное оборудование по п.1, в котором канал в корпусе образует камеру давления.

4. Скважинное оборудование по п.3, в котором камера давления представляет собой установочный узел.

5. Скважинное оборудование по п.3, в котором камера давления способна прикладывать усилие для установки узла клинового захвата.

6. Скважинное оборудование по п.3, в котором камера давления способна прикладывать усилие для установки уплотнения.

7. Скважинное оборудование по п.1, в котором уплотнение представляет собой разбухающий эластомер.

8. Скважинное оборудование по п.1, в котором промежуточный модуль способен вращаться аксиально для обеспечения перемещения текучей среды между каналом в корпусе и продольным проточным каналом.

9. Скважинное оборудование по п.1, в котором промежуточный модуль способен вращаться продольно для обеспечения перемещения текучей среды между каналом в корпусе и одним из, по меньшей мере, двух продольных проточных каналов.

10. Скважинное оборудование, содержащее трубчатую оправку, содержащую, по меньшей мере, два продольных проточных канала, уплотнение, установленное на трубчатой оправке, узел клинового захвата, поддерживаемый на трубчатой оправке, установочную камеру в трубчатой оправке и подвижный промежуточный модуль, обеспечивающий перемещение текучей среды между, по меньшей мере, одним из продольных проточных каналов и установочной камерой.

11. Скважинное оборудование по п.10, в котором трубчатая оправка дополнительно содержит верхний конец и нижний конец, и подвижный промежуточный модуль расположен около нижнего конца трубчатой оправки.

12. Скважинное оборудование по п.10, в котором установочная камера способна прикладывать усилие для установки узла клинового захвата.

13. Скважинное оборудование по п.10, в котором установочная камера способна прикладывать усилие для установки уплотнения.

14. Скважинное оборудование по п.10, в котором уплотнение представляет собой разбухающий эластомер.

15. Скважинное оборудование по п.10, в котором подвижный промежуточный модуль способен вращаться аксиально для обеспечения перемещения текучей среды между установочной камерой и одним из, по меньшей мере, двух продольных проточных каналов.

16. Скважинное оборудование по п.10, в котором подвижный промежуточный модуль способен вращаться продольно для обеспечения перемещения текучей среды между установочной камерой и одним из, по меньшей мере, двух продольных проточных каналов.

17. Способ монтажа скважинного пакера, содержащий следующие стадии: обеспечение корпуса, содержащего, по меньшей мере, два продольных проточных канала; прикрепление уплотнения к корпусу; размещение узла клинового захвата на корпусе; образование канала в корпусе; ориентация промежуточного модуля таким образом, чтобы текучая среда могла перемещаться между каналом в корпусе и продольным проточным каналом.

18. Способ монтажа скважинного пакера по п.17, в котором корпус дополнительно содержит верхний конец и нижний конец, и промежуточный модуль размещен около нижнего конца корпуса.

19. Способ монтажа скважинного пакера по п.17, в котором канал в корпусе образует камеру давления.

20. Способ монтажа скважинного пакера по п.19, в котором камера давления представляет собой установочный узел.

21. Способ монтажа скважинного пакера по п.19, в котором камера давления прикладывает усилие для установки узла клинового захвата.

22. Способ монтажа скважинного пакера по п.19, в котором камера давления прикладывает усилие для установки уплотнения.

23. Способ монтажа скважинного пакера по п.17, в котором уплотнение представляет собой разбухающий эластомер.

24. Способ монтажа скважинного пакера по п.17, в котором промежуточный модуль вращается аксиально для обеспечения перемещения текучей среды между каналом в корпусе и одним из, по меньшей мере, двух продольных проточных каналов.

25. Способ монтажа скважинного пакера по п.17, в котором промежуточный модуль вращается продольно для обеспечения перемещения текучей среды между каналом в корпусе и одним из, по меньшей мере, двух продольных проточных каналов.



 

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.

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 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 технике для добычи нефти и может быть использовано для установки оборудования, в том числе пакерно-якорного, в нефтяную, газовую или газоконденсатную скважину.

Изобретение относится к горному делу и может быть применено в качестве устройства для фиксации оборудования в скважине. Якорь включает полый корпус с верхней резьбой для соединения с колонной труб, выдвижные плашки и нижнюю резьбу для соединения с гидродомкратом.

Изобретение относится к оборудованию для ремонта и эксплуатации буровых скважин и может быть применено при установке пакеров. .

Изобретение относится к устройствам для фиксации и удержания внутрискважинного оборудования, например пакеров. .

Изобретение относится к технике добычи углеводородов и может быть применено для разъединения и последующего соединения колонны труб со скважинным оборудованием. .

Изобретение относится к инструменту, представляющему собой надувную камеру, предназначенную для обработки скважины или трубы, например, обсадной. .

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и предназначено для отсечения дополнительных боковых стволов в процессе строительства следующих дополнительных боковых стволов многозабойных скважин.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к устройствам для фиксации оборудования в скважине с опорой на обсадную колонну или перекрыватель скважин.

Изобретение относится к области строительства нефтяных и газовых скважин и предназначено, в частности, для разобщения пластов с применением пакеров. .

Изобретение относится к нефтяной и газовой промышленности и может быть использовано при установке гидравлического пакера в скважинах, оборудованных забойным гравийным фильтром. Инструмент для посадки пакера содержит корпус с отверстиями и срезными винтами, пружину, шар. Соосно корпусу и внутри него расположен золотник. Золотник соприкасается наружной поверхностью с внутренней поверхностью корпуса. Соосно золотнику и внутри него установлена опора. Опора соприкасается наружной поверхностью с внутренней поверхностью золотника, имеет в своей узкой части основание, в котором выполнено седло для шара. Седло содержит проходное отверстие. В проходное отверстие со стороны торца основания опоры вставлен и укреплен патрубок с ограничителем хода. На наружной боковой поверхности патрубка установлена пружина, зажатая между торцом основания опоры и внутренней поверхностью торца цанги. Цанга одета на патрубок поверх пружины. Кулачки лепестков цанги установлены в пазе, выполненном по окружности внутренней поверхности корпуса. По периметру первого кольцевого паза, выполненного на наружной поверхности корпуса на уровне середины длины опоры, расположены отверстия под первые срезные винты. По периметру второго кольцевого паза, выполненного на наружной поверхности корпуса на уровне седла, расположены отверстия под вторые срезные винты. Резьбовые стержни первых срезных винтов оперты на наружную боковую поверхность опоры, имеющую выполненные в продольном направлении каналы для перетока технологической жидкости. На дно каналов оперты резьбовые стержни вторых срезных винтов. Золотник выполнен с возможностью продольного перемещения в зазоре между корпусом и опорой. Опора расположена с возможностью продольного перемещения вдоль внутренней поверхности золотника. Изобретение обеспечивает расширение функциональных возможностей устройства. 5 ил.
Наверх