Пакер многофункциональный



Пакер многофункциональный
Пакер многофункциональный
Пакер многофункциональный
Пакер многофункциональный
Пакер многофункциональный

 


Владельцы патента RU 2532501:

Николаев Олег Сергеевич (RU)

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.

 

Изобретение относится к горному делу, в частности, к нефтедобывающей промышленности, и может использоваться для раздельной эксплуатации нефтяных скважин.

Известен механический двуствольный пакер с кабельным вводом, содержащий пакерный и внутренний стволы, вставленные один в другой и крепящиеся между собой с ориентированием по кабельному вводу, пакерный узел, механический привод нажимного действия, герметизатор кабельного ввода с линиями отвода газа или для закачки химреагентов. Внутренний ствол выполнен составным из верхней, средней и нижней частей, нижний конец средней части которого имеет выступ для взаимодействия с цилиндром привода. В сквозных отверстиях нижнего конца средней части и верхнего конца нижней части внутреннего ствола установлены срезные элементы. (Патент RU №2468185 на изобретение «Механический двуствольный пакер с кабельным вводом». - МПК: Е21В 33/128. - 27.11.2012).

Известен разбуриваемый механический пакер, содержащий ствол с разжимным и посадочным конусами и ввертышем, связанным через удлинитель, снабженный кольцом, с муфтой, корпус с металлическим уплотнительным элементом, снабженным внешним и внутренним кольцевыми выступами, якорь, фиксатор и механизм посадки. Переходник в осевом канале удлинителя выполнен с продольными окнами в торцовой части и гильзой, образующей подвижное соединение со стволом. Якорь выполнен в виде стопоров, установленных в окнах корпуса с возможностью взаимодействия с посадочным конусом ствола. Фиксатор выполнен в виде разрезных стопорных колец, установленных в кольцевых расточках корпуса и обращенных в сторону ответных проточек на стволе. Механизм посадки выполнен в виде разжимного конуса на нижнем конце ствола с подпружиненными сухарями, установленными на внутреннем кольцевом выступе уплотнительного элемента. Корпус снабжен пружинным центратором, охватывающим удлинитель с кольцом с возможностью образования с ним телескопического соединения, а осевой канал ствола связан с полостью скважины радиальными каналами и снабжен обратным клапаном. (Патент RU №2236556 на изобретение «Разбуриваемый механический пакер». - МПК: Е21В 33/12. - 20.09.2003).

Известен пакер опорно-механический, включающий ствол, состоящий из двух телескопических взаимосвязанных верхней и нижней частей с возможностью их осевого перемещения между собой и оснащенный уплотнительными кольцами и манжетами, переходником, регулировочной гайкой и фиксатором. Ствол дополнительно оснащен фиксированным на нем механическим заякоривающим или центрирующим устройством, состоящим из взаимосвязанных между собой конуса, плоских плашек и плашкодержателя, установленных ниже или выше уплотнительных манжет, и/или пакер выполнен с кабельным вводом в виде герметизирующей продольной глухой прорези на его стволе внутри уплотнительных манжет. (Патент RU №2365739 на изобретение «Пакер опорно-механический Шарифова (варианты)», п.3). - МПК: Е21В 33/12. - 27.08.2009).

Известна система эксплуатации скважин погружным электронасосом посредством пакеров с кабельным вводом, содержащая установленные на насосно-компрессорной трубе два пакера, один из которых расположен выше нижнего пласта, второй - выше верхнего, а также установленный в нижней части трубы электроцентробежный насос. Пакер, расположенный выше нижнего пласта, выполнен с возможностью механической посадки в скважине осевым перемещением насосно-компрессорной трубы, а пакер, расположенный выше верхнего пласта, выполнен с возможностью посадки в скважине путем осевой разгрузки веса насосно-компрессорной трубы и снабжен гидравлическим якорем с кабельным вводом. Такая система упрощает процесс эксплуатации скважины в части снижения объема спускоподъемных операций и сокращает время простоя скважины. (Патент RU №2473790 на изобретение «Система эксплуатации скважин погружным электронасосом посредством пакеров с кабельным вводом». - МПК: Е21В 43/14. - 27.01.2013).

Известна установка для эксплуатации скважины, включающая пакер в промежутке между пластами, колонну труб с всасывающим клапаном и электроцентробежный насос, снабженный герметизирующим кожухом. Выше насоса на колонне труб установлена цилиндрическая камера, имеющая внутренние уплотнительные кольца, опорное седло, радиальные отверстия для сообщения с межтрубным пространством выше пакера и внутреннюю кольцевую проточку на уровне отверстий. В цилиндрической камере размещен съемный штуцерный узел с осевым проходным каналом, снабженный захватным элементом, наружным уплотнительным кольцом и калиброванными радиальными сменными штуцерами на уровне радиальных отверстий. В нижней части штуцерного узла смонтирован пружинный замок для фиксации его в опорном седле цилиндрической камеры. Установка обеспечивает регулирование расходов и давлений закачиваемой жидкости при внутри- и межскважинной перекачке. (Патент RU №2335625 на изобретение «Установка для эксплуатации скважины». - МПК: Е21В 43/14. - 10.10.2008). Данное изобретение принято за прототип.

Недостатком всех известных пакеров является большой объем спускоподъемных операций на смену технологических операций, выполняемых по регламенту эксплуатации скважины, требующий длительное время простоя скважины.

Основной задачей, на решение которой направлено заявляемое изобретение, является сокращение объема спускоподъемных операций при эксплуатации скважины согласно технологическому регламенту и времени простоя скважины.

Техническим результатом является повышение технологичности эксплуатации скважин, сокращение объема спускоподъемных операций и времени простоя скважины.

Указанный технический результат достигается тем, что, в известном пакере, содержащем 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 к погружному электроприводному насосу, а в трубе выполнены радиальные отверстия для сообщения с межтрубным пространством, согласно предложенному техническому решению,

радиальные отверстия в стенке трубы выполнены по обе стороны кольцевых манжет и симметрично им на внутренней стороне стенки выполнены кольцевые трапециевидные канавки, сообщающиеся с межтрубными пространствами выше и ниже пакера, а на внутренней стороне стенки трубы выполнена кольцевая выемка стопорного устройства для установки в трубе сменных цилиндрических вставок для выполнения соответствующих функций 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 в трубе и радиальных отверстий в сменных цилиндрических вставках;

внутренний диаметр трубы пакера меньше внутреннего диаметра колонны насосно-компрессорных труб, при этом в трубе пакера выполнен конус с наибольшим диаметром на уровне верхнего торца, равным диаметру насосно-компрессорных труб;

сменные цилиндрические вставки содержат элемент стопорного устройства, взаимодействующий с ответной кольцевой выемкой на внутренней стороне стенки трубы и удерживающий вставку в определенном положении, наружные кольцевые уплотнения и внутренний кольцевой паз для зацепления вставок захватным инструментом для спуска с поверхности скважины в трубу и удаления их через полость колонны насосно-компрессорных труб;

в трубе может быть установлена цилиндрическая вставка для промывки надпакерного межтрубного пространства, в которой выполнена полость, разделенная торцовой перегородкой на уровне нижней кромки кольцевой трапециевидной канавки с радиальными отверстиями выше кольцевых манжет на две части, причем в стенке верхней части вставки выполнены радиальные отверстия на уровне кольцевой трапециевидной канавки, сообщающиеся с полостью колонны насосно-компрессорных труб и с надпакерным межтрубным пространством, при этом нижняя часть вставки перекрывает кольцевую трапециевидную канавку с радиальными отверстиями в стенке трубы ниже кольцевых манжет;

в трубе может быть установлена цилиндрическая вставка для промывки погружного электроприводного насоса, в которой выполнена полость, разделенная муфтой перекрестного течения на две части, при этом радиальные каналы муфты сообщаются с кольцевой трапециевидной канавкой и радиальными отверстиями в стенке трубы выше кольцевых манжет и с погружным электроприводным насосом через полости нижней части вставки и патрубка, а продольные каналы сообщаются с полостью насосно-компрессорных труб через полость верхней части вставки и с подпакерным межтрубным пространством через полость, образованную между стенками трубы и нижней части вставки, и кольцевую трапециевидную канавку с радиальными отверстиями в стенке трубы ниже кольцевых манжет;

в трубе может быть установлена цилиндрическая вставка для отвода газа из подпакерного межтрубного пространства, в которой выполнена полость, разделенная эжектором на две части, при этом канал подвода газа эжектора сообщается с полостью, образованной между стенками трубы и нижней части вставки, и кольцевой трапециевидной канавкой с радиальными отверстиями в стенке трубы ниже кольцевых манжет, а диффузором - с полостью колонны насосно-компрессорных труб через полость в верхней части вставки, при перекрытой кольцевой трапециевидной канавке с радиальными отверстиями в стенке трубы выше кольцевых манжет;

в трубе может быть установлена цилиндрическая вставка для добычи нефти погружным электроприводным насосом, которая выполнена полой с возможностью сообщения погружного электроприводного насоса с полостью колонны насосно-компрессорных труб при одновременном перекрытии вставкой кольцевых трапециевидных канавок с радиальными отверстиями в стенке трубы по обе стороны кольцевых манжет.

Приведенный заявителем анализ уровня техники позволил установить, что аналоги, характеризующиеся совокупностями признаков, тождественными всем признакам заявленного пакера многофункционального, отсутствуют. Следовательно, заявляемое техническое решение соответствует условию патентоспособности «новизна».

Результаты поиска известных решений в данной области техники с целью выявления признаков, совпадающих с отличительными от прототипа признаками заявляемого технического решения, показали, что они не следуют явным образом из уровня техники. Из определенного заявителем уровня техники не выявлена известность влияния предусматриваемых существенными признаками заявляемого технического решения преобразований на достижение указанного технического результата. Следовательно, заявляемое техническое решение соответствует условию патентоспособности «изобретательский уровень».

Заявленное техническое решение может быть реализовано на любом предприятии машиностроения из общеизвестных материалов и принятой технологии и использовано на нефтегазовых скважинах. Следовательно, заявляемое техническое решение соответствует условию патентоспособности «промышленная применимость».

На фиг.1 схематично показан общий вид пакера многофункционального; на фиг.2 - то же, с цилиндрической вставкой для промывки надпакерного межтрубного пространства; на фиг.3 - то же, с цилиндрической вставкой для промывки погружного электроприводного насоса; на фиг.4 - то же, с цилиндрической вставкой для отвода газа из подпакерного межтрубного пространства; на фиг.5 - то же, с цилиндрической вставкой для добычи нефти из скважины.

Пакер многофункциональный содержит трубу 1, соединяемую сверху с колонной насосно-компрессорных труб 2 и снизу с погружным электроприводным насосом 3 посредством патрубка 4, при этом снаружи трубы 1 смонтированы резиновые кольцевые манжеты 5 с механизмом их расширения, якорь 6, удерживающий трубу 1 в обсадной колонне 7 скважины, центратор 8 и выполнен канал для герметичной проводки силового кабеля 9 через пакер к погружному электроприводному насосу 3 с поверхности скважины. В стенке трубы 1 по обе стороны кольцевых манжет 5 выполнены радиальные отверстия 10 и 11 и симметрично им на внутренней стороне выполнены кольцевые трапециевидные канавки 12 и 13, сообщающие полость трубы 1 с межтрубными пространствами 14 и 15 выше и ниже кольцевых манжет 5, соответственно. Внутренний диаметр d1 трубы 1 меньше внутреннего диаметра d2 колонны насосно-компрессорных труб 2, при этом в трубе выполнен конус с наибольшим диаметром на уровне верхнего торца, равным диаметру d2 насосно-компрессорных труб 2. (Фиг.1). На внутренней стороне стенки трубы 1 выполнена кольцевая выемка 16 стопорного устройства для установки в трубе 1 сменных цилиндрических вставок 17, 18, 19 и 20, предназначенных для выполнения определенного технологического регламента эксплуатации скважины, спускаемых в трубу 1 через полость колонны насосно-компрессорных труб 2 и герметично устанавливаемых в трубе 1 посредством уплотнений 21 с возможностью совмещения и/или перекрытия кольцевых трапециевидных канавок 12 и 13 с радиальными отверстиями 10 и 11 в стенке трубы 1 и радиальных отверстий 22 в сменной цилиндрической вставке 17. (Фиг.2, 3, 4 и 5).

В трубе 1 может быть установлена цилиндрическая вставка 17 для промывки надпакерного межтрубного пространства 14, в которой полость 23 разделена торцовой перегородкой 24 на уровне нижней кромки кольцевой трапециевидной канавки 12 с радиальными отверстиями 10 выше кольцевых манжет 5 на две части. В стенке верхней части цилиндрической вставки 17 выполнены радиальные отверстия 22 на уровне кольцевой трапециевидной канавки 12 с радиальными отверстиями 10 выше кольцевых манжет 5, сообщающие полость колонны насосно-компрессорных труб 2 с надпакерным межтрубным пространством 14. (Фиг.2). При этом нижняя часть вставки 17 перекрывает кольцевую трапециевидную канавку 13 с радиальными отверстиями 11 в стенке трубы 1 ниже кольцевых манжет 5.

В трубе 1 может быть установлена цилиндрическая вставка 18 для промывки погружного электроприводного насоса 3, в которой выполнена полость 25, разделенная муфтой перекрестного течения 26 на две части, при этом радиальные каналы 27 муфты сообщаются с кольцевой трапециевидной канавкой 12 и радиальными отверстиями 10 в стенке трубы 1 выше кольцевых манжет 5 и с погружным электроприводным насосом 3 через полости нижней части цилиндрической вставки 18 и патрубка 4, а продольные каналы 28 сообщаются с полостью насосно-компрессорных труб 2 через полость верхней части цилиндрической вставки 18 и с подпакерным межтрубным пространством 15 через полость 29, образованную между стенками трубы 1 и нижней части цилиндрической вставки 18, и кольцевую трапециевидную канавку 13 с радиальными отверстиями 11 в стенке трубы 1 ниже кольцевых манжет 5. (Фиг.3).

В трубе 1 может быть установлена сменная цилиндрическая вставка 19 для отвода газа из подпакерного межтрубного пространства 15, в которой выполнена полость 30, разделенная эжектором 31 на две части. Канал 32 подвода газа эжектора 31 сообщается с полостью 33, образованной между стенками трубы 1 и нижней части цилиндрической вставки 19, кольцевой трапециевидной канавкой 13 с радиальными отверстиями 11 в стенке трубы 1 ниже кольцевых манжет 5 и погружным электроприводным насосом 3, а диффузором 34 - с полостью колонны насосно-компрессорных труб 2 через полость в верхней части цилиндрической вставки 19, с возможностью перекрытия кольцевой трапециевидной канавки 12 с радиальными отверстиями 10 в стенке трубы 1 выше кольцевых манжет 5. (Фиг.4).

В трубе 1 может быть установлена сменная цилиндрическая вставка 20 для добычи нефти погружным электроприводным насосом 3 через полость 35 при одновременно перекрытых кольцевых трапециевидных канавок 12 и 13 с радиальными отверстиями 10 и 11 в стенке трубы 1 по обе стороны кольцевых манжет 5 цилиндрической вставкой 20. (Фиг.5).

Сменные цилиндрические вставки содержат элемент 36 стопорного устройства, взаимодействующий с ответной кольцевой выемкой 15 на внутренней стороне стенки трубы 1, удерживающего сменные вставки 17, 18, 19 и 20 в трубе 1 в определенном положении, и кольцевой паз 37 для зацепления сменных вставок 17,18,19 и 20 захватным инструментом (условно не показан) для спуска с поверхности скважины в трубу 1 и удаления их через полость колонны насосно-компрессорных труб 2.

Предложенный пакер многофункциональный работает следующим образом.

Пакер многофункциональный, содержащий трубу 1 с резиновыми кольцевыми манжетами 5 и механизмом их расширения, с якорем 6, центратором 8 и силовым кабелем 9, герметично проведенному через пакер по каналу, выполненному на трубе 1, последнюю и силовой кабель 9 на поверхности скважины соединяют с погружным электроприводным насосом 3 с патрубком 4, а другим концом с колонной насосно-компрессорных труб 2, последней с помощью центратора 8 на трубе 1 пакер опускают в обсадную колонну 7 скважины на определенную глубину и закрепляют якорем 6, удерживающим пакер с колонной насосно-компрессорных труб 2 и погружным электроприводным насосом 3 в обсадной колонне 7, полость которой затем разобщают резиновыми кольцевыми манжетами 5 посредством механизма их расширения на межтрубные пространства 14 и 15.

Для выполнения технологического регламента эксплуатации скважины, на поверхности скважины соответствующую сменную цилиндрическую вставку зацепляют захватным инструментом за внутренний кольцевой паз 37 и спускают через полость колонны насосно-компрессорных труб 2 с внутренним диаметром d2 в трубу 1 с внутренним диаметром d1<d2 с сжатием уплотнений 21 и элемента 36 стопорного устройства при перемещении их с верхнего торца трубы 1 по конусу. В трубе 1 сменные цилиндрические вставки устанавливают герметично посредством уплотнений 21 и фиксируют элементом 36 стопорного устройства в ответной кольцевой выемке 16 трубы 1, удерживающим сменную цилиндрическую вставку в определенном положении.

Для промывки надпакерного межтрубного пространства 14, например, от песчано-гравийного осадка, в трубе 1 устанавливается цилиндрическая вставка 17 выше описанным способом. С поверхности скважины по колонне насосно-компрессорных труб 2 подается жидкость, последняя поступает в полость 23 верхней части цилиндрической вставки 17 и, минуя торцовую перегородку 24, через радиальные отверстия 22, трапециевидную канавку 12 с радиальными отверстиями 10 в стенке трубы 1 струями поступает в надпакерное межтрубное пространство 14, вымывая песчано-гравийный осадок на поверхность скважины. При этом кольцевая трапециевидная канавка 13 с радиальными отверстиями 11 в стенке трубы 1 ниже кольцевых манжет 5 перекрыты нижней частью цилиндрической вставки 17.

Для промывки погружного электроприводного насоса 3 в трубе 1 устанавливается цилиндрическая вставка 18 выше описанным способом. С поверхности скважины по колонне насосно-компрессорных труб 2 подается чистая жидкость, последняя поступает в полость 25 верхней части цилиндрической вставки 18, из которой через продольные каналы 28, полость 29 между стенками трубы 1 и нижней части цилиндрической вставки 18, кольцевую трапециевидную канавку 13 и радиальные отверстия 11 в стенке трубы 1 ниже кольцевых манжет 5 чистая жидкость поступает в подпакерное межтрубное пространство 15 и забирается погружным электроприводным насосом 3. После промывки погружной электроприводной насос 3 перекачивает отработанную жидкость через полость патрубка 4 в полость 25 нижней части цилиндрической вставки 18, из последней под давлением перетекает через радиальные каналы 27 муфты перекрестного течения 26, кольцевую трапециевидную канавку 12 и радиальные отверстия 10 в стенке трубы 1 выше кольцевых манжет 5 в надпакерное межтрубное пространство 14, по которому выбрасывается на поверхность скважины.

Для отвода газа из подпакерного межтрубного пространства 15 в трубе 1 устанавливается цилиндрическая вставка 19 выше описанным способом. Погружной электроприводной насос 3 нагнетает скважинную жидкую среду через полость патрубка 4 в полость 30 нижней части цилиндрической вставки 19, из которой жидкая среда струей выбрасывается через сопло эжектора 31 в диффузор 34, увлекая жидкой средой газ из подпакерного межтрубного пространства 15, протекающий через радиальные отверстия 11 в стенке трубы 1 ниже кольцевых манжет 5, кольцевую трапециевидную канавку 13, полость 33 между стенками трубы 1 и нижней части цилиндрической вставки 19 в канал 32 подвода газа к эжектору 31, последним газ отсасывается в полость 30 верхней части цилиндрической вставки 19. Из полости 30 верхней части цилиндрической вставки 19 гидросмесь перетекает в полость колонны насосно-компрессорных труб 2, а затем на поверхность скважины. При этом кольцевая трапециевидная канавка 12 с радиальными отверстиями 10 в стенке трубы 1 выше кольцевых манжет 5 перекрыты верхней частью цилиндрической вставки 19.

Для добычи нефти погружным электроприводным насосом 3 в трубе устанавливается цилиндрическая вставка 20 выше описанным способом. Погружной электроприводной насос 3 нагнетает скважинный флюид через полость патрубка 4 в полость 35 цилиндрической вставки 20, из которой скважинный флюид перетекает в полость колонны насосно-компрессорных труб 2, а затем на поверхность скважины. При этом кольцевые трапециевидные канавки 12 и 13 с радиальными отверстиями 10 и 11 в стенке трубы 1 по обе стороны кольцевых манжет 5 перекрыты цилиндрической вставкой 20.

Смена цилиндрических вставок 17, 18, 19 и 20 осуществляется зацеплением их захватным инструментом за кольцевую выемку 16 с последующим удалением или спуском их через полость колонны насосно-компрессорных труб 2.

Предлагаемый пакер многофункциональный может быть использован для эксплуатации нефтяных скважин без необходимости удаления насосно-компрессорных труб из обсадной трубы скважины, что повышает технологичность эксплуатации скважин, сокращает объем спускоподъемных операций и время простоя скважин.

1. Пакер многофункциональный, содержащий 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 к погружному электроприводному насосу, а в трубе выполнены радиальные отверстия для сообщения с межтрубным пространством, отличающийся тем, что радиальные отверстия в стенке трубы выполнены по обе стороны кольцевых манжет и симметрично им на внутренней стороне стенки выполнены кольцевые трапециевидные канавки, сообщающиеся с межтрубными пространствами выше и ниже пакера, а на внутренней стороне стенки трубы выполнена кольцевая выемка стопорного устройства для установки в трубе сменных цилиндрических вставок для выполнения соответствующих функций 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 в трубе и радиальных отверстий в сменных цилиндрических вставках.

2. Пакер по п.1, отличающийся тем, что внутренний диаметр трубы пакера меньше внутреннего диаметра колонны насосно-компрессорных труб, при этом в трубе пакера выполнен конус с наибольшим диаметром на уровне верхнего торца, равным диаметру насосно-компрессорных труб.

3. Пакер по п.1, отличающийся тем, что сменные цилидрические вставки содержат элемент стопорного устройства, взаимодействующий с ответной кольцевой выемкой на внутренней стороне стенки трубы и удерживающий вставку в определенном положении, наружные кольцевые уплотнения и внутренний кольцевой паз для зацепления вставок захватным инструментом для спуска с поверхности скважины в трубу и удаления их через полость колонны насосно-компрессорных труб.

4. Пакер по п.1, отличающийся тем, что в трубе может быть установлена цилиндрическая вставка для промывки надпакерного межтрубного пространства, в которой выполнена полость, разделенная торцовой перегородкой на уровне нижней кромки кольцевой трапециевидной канавки с радиальными отверстиями выше кольцевых манжет на две части, причем в стенке верхней части вставки выполнены радиальные отверстия на уровне кольцевой трапециевидной канавки, сообщающиеся с полостью колонны насосно-компрессорных труб и с надпакерным межтрубным пространством, при этом нижняя часть вставки перекрывает кольцевую трапециевидную канавку с радиальными отверстиями в стенке трубы ниже кольцевых манжет.

5. Пакер по п.1, отличающийся тем, что в трубе может быть установлена цилиндрическая вставка для промывки погружного электроприводного насоса, в которой выполнена полость, разделенная муфтой перекрестного течения на две части, при этом радиальные каналы муфты сообщаются с кольцевой трапециевидной канавкой и радиальными отверстиями в стенке трубы выше кольцевых манжет и с погружным электроприводным насосом через полости нижней части вставки и патрубка, а продольные каналы сообщаются с полостью насосно-компрессорных труб через полость верхней части вставки и с подпакерным межтрубным пространством через полость, образованную между стенками трубы и нижней части вставки, и кольцевую трапециевидную канавку с радиальными отверстиями в стенке трубы ниже кольцевых манжет.

6. Пакер по п.1, отличающийся тем, что в трубе может быть установлена цилиндрическая вставка для отвода газа из подпакерного межтрубного пространства, в которой выполнена полость, разделенная эжектором на две части, при этом канал подвода газа эжектора сообщается с полостью, образованной между стенками трубы и нижней части вставки, и кольцевой трапециевидной канавкой с радиальными отверстиями в стенке трубы ниже кольцевых манжет, а диффузором - с полостью колонны насосно-компрессорных труб через полость в верхней части вставки, при перекрытой кольцевой трапециевидной канавке с радиальными отверстиями в стенке трубы выше кольцевых манжет.

7. Пакер по п.1, отличающийся тем, что в трубе может быть установлена цилиндрическая вставка для добычи нефти погружным электроприводным насосом, которая выполнена полой с возможностью сообщения погружного электроприводного насоса с полостью колонны насосно-компрессорных труб при одновременном перекрытии вставкой кольцевых трапециевидных канавок с радиальными отверстиями в стенке трубы по обе стороны кольцевых манжет.



 

Похожие патенты:

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.

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.

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

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

Группа изобретений относится к операциям подземной интенсификации притока углеводородов и, более конкретно, к операциям и устройствам для повышения надежности точечного стимулирования.

Группа изобретений относится к операциям подземной интенсификации притока углеводородов и, более конкретно, к операциям и устройствам для повышения надежности точечного стимулирования.

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.

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.

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.

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

ппа изобретений относится к области строительства, эксплуатации и ремонта нефтяных, газовых и других скважин, а именно к вариантам конструкции разбуриваемых пакеров. Пакер содержит ствол с неподвижным упором, уплотнительным элементом, нижним и верхним конусами и захватами и разрезную гайку. Верхний якорь дополнительно снабжен толкателем. На конусах, неподвижном упоре и толкателе выполнены Т-образные или в виде ласточкина хвоста пазы. Захваты с обоих концов снабжены выступами ответной формы, образуя скользящую кинематическую пару ползун - направляющая с сопрягаемыми деталями. Изобретение обеспечивает повышение надежности пакера в посадочном положении и сокращение продолжительности его разбуривания. 2 н.п. ф-лы и 3 ил.

Изобретение относится к способам ликвидации негерметичности эксплуатационных колон. Способ ликвидации негерметичности эксплуатационных колонн включает исследование местоположения и протяженности интервала негерметичности колонны, сборку тампонирующего пакера, спуск пакера в скважину и перевод пакера в рабочее положение. Ствол пакера образован экранирующими уплотняющими элементами (эластомерами), а также верхними и нижними герметизирующими элементами (эластомерами). Герметизирующие элементы разделены между собой ограничительными вставками. Пакер оснащен якорными узлами. Длина ствола пакера превышает протяженность интервала негерметичности. Спуск пакера в скважину осуществляют в транспортном положении, при котором его наружный диаметр меньше проходного диаметра колонны. При достижении планового интервала пакер переводят в рабочее положение с расширением под нагрузкой экранирующих уплотняющих элементов до внутреннего диаметра эксплуатационной колонны и верхних и нижних герметизирующих элементов до достижения герметизации колонно-пакерного пространства выше и ниже интервала негерметичности. Ограничения по величине расширения экранирующих элементов регулируют за счет внутренних ограничительных вставок. Способ позволяет исключить высыпание породосодержащего шлама или цементного камня и снизить аварийность при эксплуатации скважин. 1 з.п. ф-лы, 1 ил.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и может найти применение при отключении водопритока в открытый ствол многозабойной горизонтальной скважины. Устройство для отключения интервала водопритока в открытом стволе многозабойной горизонтальной скважины содержит спускаемую в скважину колонну насосно-компрессорных труб с пакерами. Снизу колонна насосно-компрессорных труб с помощью гидравлического разъединителя соединена с двухпакерной компоновкой, состоящей из двух набухающих пакеров, соединенных межпакерной трубой, длина которой превышает длину интервала водопритока в скважине, на нижнем конце двухпакерной компоновки установлен перфорированный патрубок, в исходном положении герметично перекрытый изнутри втулкой и зафиксированный срезным элементом, при этом на нижнем конце патрубка установлен гидравлический отклонитель, обеспечивающий попадание в открытый ствол многозабойной горизонтальной скважины, причем в рабочем положении втулка имеет возможность ограниченного перемещения вниз под действием запорного элемента, спускаемого по колонне насосно-компрессорных труб с устья скважины до упора в торец гидравлического отклонителя с открытием перфорированных отверстий патрубка и фиксации в патрубке ниже ее перфорированных отверстий. Предлагаемое устройство позволяет повысить надежность в работе за счет упрощения конструкции и качество герметизации интервала водопритока в процессе эксплуатации скважины за счет использования водо- и нефтеводонабухающих пакеров в зависимости от типа жидкости в том интервале, в котором они установлены, и производить отключение интервалов водопритока в открытом стволе многозабойной горизонтальной скважины, при этом снижаются затраты на монтаж (демонтаж) и обслуживание в процессе эксплуатации скважины, так как устройство спускают в скважину отдельно от эксплуатационного оборудования. 2 ил.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и может быть применено для добычи пластового флюида электроприводным насосом. Двухпакерная насосная установка включает колонну труб меньшего диаметра, размещенную концентрично или эксцентрично в колонне труб большего диаметра. Колонна труб большего диаметра оснащена нижним и верхним пакерами с кабельным вводом, размещенными над электроприводным насосом и обратным клапаном. Под нижним и над верхним пакерами установлены соответственно нижняя муфта перекрестного течения, нижний сбивной клапан и верхняя муфта перекрестного течения и верхний сбивной клапан. Вдоль всего оборудования и через пакеры может быть проложен контролирующий кабель, например, оптоволоконный. Между нижним и верхним пакерами установлены циркуляционный и уравнительный клапана. Двухпакерная насосная установка выше сбивного клапана оснащена разъединителем, над которым установлен гидравлический якорь. Технический результат заключается в повышении эффективности работы установки и повышении надежности циркуляционного клапана. 2 н. и 2 з.п. ф-лы, 4 ил.

Изобретение относится к области горного дела, в частности к нефтедобывающей промышленности, и может быть использовано для эксплуатации нефтяных скважин. Пакер гидравлический содержит ствол, соединенный с муфтой, кольцевое уплотнение, цилиндр, соединенный с одного торца посредством манжеты с заглушкой, и с противоположного торца - с нажимным тарельчатым упором кольцевого уплотнения, круговую жидкостную камеру. Круговая жидкостная камера образована расточкой внутренней поверхности цилиндра и сообщается с полостью ствола через канал, выполненный в стенке ствола, и подпакерной полостью скважины через сквозные отверстия, выполненные в стенке расточенного цилиндра. Нажимной тарельчатый упор кольцевого уплотнения временно зафиксирован на стволе срезными штифтами. В заглушке установлен клапан. На муфте выполнен неподвижный тарельчатый упор кольцевого уплотнения. В цилиндре с помощью манжет размещен поршень, соединенный со стволом и образующий с заглушкой герметичную газовую камеру. В расточке цилиндра размещено стопорное устройство, фиксирующее на стволе посредством цилиндра положение нажимного тарельчатого упора при сжатом кольцевом уплотнении. Изобретение обеспечивает упрощение конструкции и снижение трудоемкости посадки пакера в скважине. 3 з.п. ф-лы, 1 ил.

Изобретение относится к области горного дела, в частности к нефтедобывающей промышленности, и может быть использовано для разобщения полостей скважин пакерами с радиальным расширением под действием осевого давления при эксплуатации скважин с применением электропогружных насосов. Пакер опорно-механический с кабельным вводом содержит ствол, телескопически соединенный с присоединительной муфтой и опорным ниппелем с помощью манжет и стопорных пальцев, взаимодействующих с продольными пазами, выполненными в стволе, с возможностью осевого перемещения их между собой. Пакер оснащен кольцевым уплотнением с тарельчатыми упорами, разделенным промежуточными кольцами, и вводом силового кабеля через продольный глухой паз на стволе с герметикой под кольцевым уплотнением. С обеих сторон кольцевого уплотнения в зеркальном отображении установлены идентичные втулки, выполненные с соответствующими верхним и нижним тарельчатыми упорами для сжатия кольцевого уплотнения, соединенные с муфтой и ниппелем и зафиксированные стопорными винтами. На внутренних поверхностях втулок выполнены продольные пазы, а в стенках муфты и ниппеля выполнены сквозные пазы для свободного перемещения и выхода силового кабеля при сжатии кольцевого уплотнения. На обоих концах ствола в кольцевых пазах установлены ограничители хода муфты и ниппеля, выполненные в виде пар полукольцевых сухарей, охватывающие торцами силовой кабель и блокированные снаружи ступенями внутренних поверхностей муфты и ниппеля, выполненными с длиной, по меньшей мере, равной величине смещения каждого из упоров при сжатии кольцевого уплотнения с радиальным расширением до герметичного разобщения полости скважины. Во втулках установлены срезные штифты, взаимодействующие с кольцевыми канавками на стволе, обеспечивая свободное размещение кольцевого уплотнения между тарельчатыми упорами при спуске пакера в скважину до упора в нижеустановленное устройство. Изобретение обеспечивает повышение технологичности изготовления и герметичности установки пакера в скважине. 3 з.п. ф-лы, 1 ил.

Изобретение относится к области горного дела, в частности к нефтедобывающей промышленности, и может быть использовано для эксплуатации нефтяных скважин. Двуякорный механический пакер содержит шпиндель, установленные на нем верхний и нижний якоря со стопорными плашками и разжимающими их конусами, муфту, в которой выполнена расточка, и соединенную с конусом верхнего якоря, временно закрепленным на шпинделе срезными штифтами, и соединенную с конусом нижнего якоря нижнюю гайку. Между муфтой и нижней гайкой расположено кольцевое уплотнение. Шпиндель верхней частью соединен с переводником, на котором установлена верхняя гайка. Обойма верхнего якоря и верхняя гайка соединены между собой кожухом, внутри которого установлена пружина для нажима на торец обоймы верхнего якоря относительно переводника. Стопорные плашки верхнего и нижнего якорей установлены в радиальных пазах обоймы и подпружинены в направлении шпинделя с помощью плоских пружин. В обойме нижнего якоря дополнительно установлены подпружиненные фрикционные плашки. Под обоймой выполнен лабиринтный паз. Обойма соединена с затвором. В затворе размещен плавающий палец телескопического замка. На цилиндрической поверхности стопорных плашек верхнего якоря выполнены выступы, расположенные в окнах, выполненных в стенке обоймы. По меньшей мере, на половине количества стопорных плашек выполнены насечки с упорным профилем для зацепления якоря со стволом скважины с возможностью продольного и радиального перемещения выступов плашек в окнах обоймы. Другая часть стопорных плашек выполнена с возможностью скольжения по стволу скважины, выступы которых расположены в окнах обоймы с возможностью радиального перемещения. Изобретение обеспечивает повышение герметичности разобщения межтрубного пространства скважин механическими пакерами и надежности подъема их из скважины. 5 з.п. ф-лы, 1 ил.

Группа изобретений относится к нефтедобывающей промышленности и может быть использована для разобщения полостей скважин при проведении ремонтных работ. Пакер-пробка содержит ствол с кольцевым выступом и манжетой, заглушку, кольцевое уплотнение с верхним и нижним упорами, шлипсы и конусы, фиксатор сжатого кольцевого уплотнения, буферную втулку и размещенное в ее расточке пружинистое кольцо, взаимодействующее с кольцевыми насечками на стволе. Конусы зафиксированы на стволе срезными штифтами и шпонками. Верхняя шпонка соединена с конусом стопорным винтом с возможностью перемещения на длину сжатия кольцевого уплотнения. Верхние шлипсы примкнуты к муфте, соединенной с буферной втулкой. На торце муфты выполнен внутренний конус, взаимодействующий с наружным конусом на пружинистом кольце фиксатора. Нижние шлипсы примкнуты к буртику распорной втулки, сопряженной внутренним диаметром с кольцевым выступом. Под юбкой заглушки в кольцевом выступе выполнены отверстия, в которых установлены срезные штифты для соединения ствола с узлом фиксации на штоке монтажного инструмента. Монтажные инструменты содержат цилиндрический корпус с герметичной крышкой. В пяти вариантах корпус разделен перегородкой, в которой размещен шток рабочего поршня. На штоке, расположенном выше перегородки, закреплен узел фиксации. В первом варианте, рабочий поршень и установленный над ним на стержне поршень демпфера разделяют надпоршневую полость на воздушную камеру и камеру с жидкостью, соединенные каналами с пластинчатыми клапанами. В стенке корпуса выше перегородки выполнены отверстия. Рабочий поршень зафиксирован в корпусе срезными штифтами, а крышка корпуса присоединена к канату. В других вариантах внутри корпуса концентрично размещен цилиндр с внутренним кольцевым выступом на торце. Цилиндр сопряжен с крышкой, они образуют круговую полость, сообщающуюся с колонной труб или скважинным пространством через каналы. В каналах имеется золотниковый клапан или мембрана с пиропатроном, либо газогенератором, снабженным запалом. В цилиндре размещены рабочий и демпферный поршни. К крышке присоединен каротажный кабель. В шестом варианте, в головке корпуса размещен электропривод, соединенный с каротажным кабелем, взаимодействующий ходовым винтом с узлом фиксации. Изобретение обеспечивает упрощение конструкции и повышение надежности работы устройств. 7 н. и 3 з.п. ф-лы, 7 ил.

Изобретение относится к области горного дела, в частности к нефтедобывающей промышленности, и может быть использовано для разобщения полостей скважин пакерами с радиальным расширением под действием осевого давления при эксплуатации скважин с применением электропогружных насосов. С целью повышения надежности эксплуатации скважины, пакер инерционный механический с кабельным вводом, по первому варианту, включает смонтированные на трубе кольцевое уплотнение с тарельчатыми упорами, механический якорь и телескопический замок. Якорь содержит подпружиненные фрикционные плашки, разжимные рифленые кулачки с возвратными пружинами, взаимодействующие с конусом, установленным с возможностью осевого перемещения. Между конусом и кольцевым уплотнением введена подвижная втулка, соединенная с конусом, на противоположном торце втулки выполнен тарельчатый упор и буртик, упирающийся в полукольцевые сухарики, установленные в кольцевом пазу, выполненном на трубе, обеспечивающий свободное размещение кольцевого уплотнения между тарельчатыми упорами до посадки пакера в скважину и возможность перемещения в направлении конуса на расстояние, по меньшей мере, равное величине сжатия кольцевого уплотнения с радиальным расширением до герметичного разобщения полости скважины. Нажимной упор соединен с фланцем, блокирующие вторые полукольцевые сухарики установлены в кольцевом пазу с противоположной стороны кольцевого уплотнения. Телескопический замок включает выполненный на поверхности трубы многоходовой замкнутый лабиринтовый паз, взаимодействующий с плавающим пальцем с возможностью продольных и круговых перемещений. Плавающий палец закреплен в ползуне, подвижно установленном в Т-образном круговом пазу, выполненном в кольце, присоединенном к торцу обоймы посредством штифтов и накидной гайки. На поверхности трубы выполнены продольный глухой канал, в котором размещен силовой кабель, причем с герметикой под кольцевым уплотнением, и продольный глухой паз, в котором расположены стопорные пальцы, закрепленные в обойме и в конусе для предотвращения возможных поворотов обоймы с кольцом и/или конуса, вызывающих повреждение силового кабеля. Отличие второго варианта пакера от первого состоит в том, что стопорный палец, расположенный в продольном глухом пазу, предотвращающий поворот обоймы на трубе и исключающий тем самым повреждение силового кабеля под обоймой, закреплен в кольце, присоединенном к торцу обоймы посредством штифтов и накидной гайки. 2 н.п. ф-лы, 4 ил.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и может быть использовано при освоении и эксплуатации нефтяных и газовых скважин. Пакер механический содержит верхний и нижний стволы. Нижний ствол имеет на наружной поверхности замкнутый фигурный паз. На нижнем стволе располагается нижний якорный узел. Нижний якорный узел включает корпус, нижний кожух с нижними подпружиненными плашками. В средней части корпуса выполнены прямоугольные окна, в которых установлены подпружиненные центраторы, удерживаемые верхней и нижней крышками. В нижней части корпуса выполнена кольцевая наружная канавка, посредством которой к нижней части корпуса присоединено разрезное кольцо. Кольцо имеет внутреннюю кольцевую канавку и наружный цилиндрический выступ. В кольцо установлен фиксатор. На верхнем стволе расположен с возможностью осевого перемещения и опирающийся на цилиндрический выступ нижнего ствола опорный конус. Над конусом расположены нижний антиэкструзионный узел, уплотнительные манжеты и верхний антиэкструзионный узел. Над ним расположен верхний якорный узел. Верхний якорный узел включает конусную муфту, гайку, верхний кожух с верхними плашками. Под плашками расположен разрезной конус, стянутый стопорными кольцами. Конус опирается на упор. Упор опирается на пружинящий пакет, состоящий из двух крайних и одного среднего упорных колец, между которыми расположены два разрезных кольца. Изобретение позволяет повысить надежность и эффективность работы пакера. 1 з.п. ф-лы, 4 ил.
Наверх