Способ ликвидации негерметичности эксплуатационных колонн

Авторы патента:

E21B33/12 - пакеры; пробки (для цементирования E21B 33/134, E21B 33/16)

Владельцы патента RU 2533470:

Роговой Александр Николаевич (RU)

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 способам ликвидации негерметичности эксплуатационных колонн, в частности колонн газовых, газоконденсатных, нефтяных, водозаборных и нагнетательных скважин.

Известна технология ликвидации негерметичности эксплуатационных колонн, применяющаяся при капитальном ремонте скважин ЗАО НИЦ «Нефтемаш-Наука» - компании, специализирующейся в области разработки новых технологий и оборудования для нефтяной и газовой отраслей промышленности (http://www.neftemash-nauka.com/tech-rir.htm). Данная технология заключается в создании непроницаемого экрана закачкой в скважину компонентов гелеобразующих веществ (НМН), препятствующего поглощению скважины, и дозакрепления его сначала раствором цемента через колонну НКТ с добавкой ПАВ, чем достигается увеличение проницаемости в поры либо трещины пласта и сила сцепления с породой, затем чистым раствором цемента.

Недостатком данной технологии является: низкая эффективность и недолговечность продолжительности эффекта ликвидации негерметичности эксплуатационных колонн (1,5-2 года), далее необходимость проведения повторных работ. Также недостатком данного метода является высокая стоимость из-за большого количества дополнительных работ (повторные закачки, разбуривание цементных мостов, райбирование эксплуатационных колонн).

Известны способы восстановления герметичности, незначительно уменьшающие внутренний диаметр колонны, в частности, способ установки стальных пластырей, включающий сборку дорна с продольно-гофрированной трубой на устье скважины, спуск дорна с заготовкой пластыря на НКТ или бурильных трубах и установка его в интервале нарушения обсадной колонны; соединение нагнетательной линии со спущенной колонной труб, запрессовка пластыря; приглаживание пластыря дорнирующей головкой при избыточном давлении 12 МПа не менее 4-5 раз; спрессовывание колонны без извлечения дорна из скважины; подъем колонны труб с дерном, освоение и ввод скважины в эксплуатацию по утвержденному плану (http:oilloot.ru./79-vnutriskazliinnye-i-remontnye-raboty/206-ustranenie-negermetichnocsti-obsadnoj-kolorinny).

Недостатком данного способа является: уменьшение диаметра проходного сечения эксплуатационной колонны, для восстановления которого необходимо проводить ряд аварийно-восстановительных работ с высокой степенью сложности и высокой стоимостью. Возможны риски получения различного рода осложнений при выполнении этих работ.

Известны способы ликвидации негерметичности эксплуатационных колонн с применением компоновки установки электроцентробежных насосов (УЭЦН) с пакером или с отсечением интервала негерметичности двухпакерной компоновкой (Афанасьев А.В. Технология применения УЭЦН с пакером - новый перспективный метод ликвидации негерметичности эксплуатационных колонн. Журнал о технологиях ТНК-ВР Новатор 2011, №40).

Ликвидация негерметичности применением компоновки УЭЦН с пакерами менее затратна, но данные технологии не исключают потери подвижности скважинного оборудования из-за высыпания породосодержащего шлама или цементного камня из интервала негерметичности при эксплуатации скважин, что квалифицируется как авария и влечет за собой большое количество дополнительных (непроизводительных) затрат на ликвидацию. Существуют риски потери скважины.

Наиболее близким к заявляемому способу ликвидации негерметичности эксплуатационных колонн является способ изоляции негерметичного участка ствола скважины с помощью пакерной системы Шарифова, описанный в патенте на изобретение (RU №2387802, Е21В 33/12; E21B 43/00, 27.04.2010). Способ заключается в спуске в скважину пакерной системы и включает в себя спуск в скважину (фонтанную, газлифтную, насосную, нагнетательную или пьезометрическую) на колонне труб, либо с открытым башмаком, либо с заглушенным нижним концом двух пакеров, соединенных между собой через трубы, каждый из которых оснащен в основном стволом, уплотнительными манжетами и над ними гидравлическим якорем, жестко соединенным со стволом, и под ними заякоривающим узлом в виде конуса и плашкодержателя с плашками, и стопором, фиксирующим исходное и/или рабочее положения пакеров, с размещением над верхним пакером разъединителя-соединителя колонны труб, состоящего из несъемного и съемного элемента, и спуске одного из пакеров выше, а другого ниже негерметичного участка эксплуатационной колонны или интервала перфорации неэксплуатируемого - непродуктивного - пласта. При этом после посадки и проверки на герметичность пакеров рассоединена над верхним пакером, гидравлическим или механическим путем через разъединитель-соединитель колонна труб от пакерной системы, а затем либо она приподнята над пакерной системой и оставлена в скважине либо извлечена из скважины и взамен нее спущена выше пакерной системы подземная установка под эксплуатацию, закачку или исследование скважины с одним или несколькими эксплуатируемыми пластами.

Данный способ также не исключает потери подвижности скважинного оборудования из-за высыпания породосодержащего шлама или цементного камня из интервала негерметичности при эксплуатации скважин, что квалифицируется как авария и влечет за собой большое количество дополнительных (непроизводительных) затрат на ликвидацию. Существуют риски потери скважины.

Задачей настоящего изобретения является надежная герметизация колонно-пакерного пространства в любом интервале скважины, исключающая аварийные ситуации, связанные с высыпанием породосодержащего шлама или цементного камня и не изменяющая проходное сечение эксплуатационной колонны в интервале негерметичности.

Поставленная задача решается тем, что в способе ликвидации негерметичности эксплуатационных колонн, включающем исследование местоположения и протяженности интервала негерметичности эксплуатационной колонны, сборку пакера, оснащенного заякоривающими узлами в виде конуса и плашкодержателя с плашками, спуск пакера в скважину в заданном интервале и перевод его в рабочее положение с герметизацией колонно-пакерного пространства ниже и выше интервала негерметичности, согласно заявляемому изобретению осуществляют сборку тампонирующего равнопроходного пакера, ствол которого образован экранирующими уплотняющими элементами (эластомарами) и верхними и нижними герметизирующими элементами (эластомерами), а общая длина ствола пакера превышает протяженность интервала негерметичности, спуск тампонирующего пакера в скважину осуществляют в транспортном положении, при котором его наружный диаметр меньше проходного диаметра эксплуатационной колонны, при достижении планового интервала пакер переводят в рабочее положение с расширением под нагрузкой экранирующих уплотняющих элементов ствола пакера до расчетного диаметра, равного внутреннему диаметру эксплуатационной колонны, и верхних и нижних герметизирующих элементов до достижения герметизации колонно-пакерного пространства выше и ниже интервала негерметичности, при этом ограничения по величине расширения экранирующих элементов регулируют за счет внутренних ограничительных вставок (стаканов); исходное и рабочее положения ствола пакера фиксируют с помощью заякоривающих узлов в виде конуса и плашкодержателя с плашками.

Спуск тампонируемого пакера можно осуществлять в комплексе со скважинным насосным оборудованием, с установкой пакера в компоновку спускаемого оборудования промежуточным звеном.

Заявляемый способ ликвидации негерметичности эксплуатационных колонн поясняется технологической схемой, представленной на чертеже. Позициями отмечены: эксплуатационная колонна 1 с интервалом негерметичности 2, интервал перфорации 3, насосно-компрессорные трубы: стыковочный узел 4 и нижняя геофизическая воронка 5, верхний заякоривающий узел 6, нижний заякоривающий узел 7, верхние герметизирующие элементы (эластомеры) 8, нижние герметизирующие элементы (эластомеры) 9, экранирующие уплотняющие элементы интервала негерметичности (эластомеры) 10, элементы распределения нагрузки между эластомерами 11.

Технический результат при использовании заявляемого способа выражается в достижении надежной герметичности эксплуатационной колонны без уменьшения диаметра ее проходного сечения.

Способ ликвидации негерметичности эксплуатационных колонн осуществляют следующим образом. По результатам исследований (опрессовки, геофизические исследования скважин) определяют местоположение и характер негерметичности (протяженность) эксплуатационной колонны, подбирают длину и диаметр тампонирующего пакера. В зависимости от способа установки спускают тампонирующий пакер на технологическом инструменте, если установка планируется отдельно от насосно-компрессорных труб, или устанавливают его промежуточным звеном в спускаемое в скважину эксплуатационное оборудование, если установка планируется в комплексе со спущенными насосно-компрессорными трубами. Спускают пакер в транспортном положении, при котором его наружный диаметр меньше проходного диаметра эксплуатационной колонны системы на 10-15 мм. При достижении планового интервала производят привязку с помощью геофизической партии к геологическому разрезу для обеспечения точной установки тампонирующего пакера в нужный интервал, происходит распакеровка системы, тампонирующий пакер приводят в рабочее положение, при этом уплотняющие экранирующие элементы - верхние и нижние герметизирующие элементы - расширяются под действием нагрузки (давления) до требуемых величин. При извлечении системы из скважины, после срыва, форма эластомеров возвращается в первоначальное (транспортное) положение и компоновка (система) поднимается на поверхность.

Преимуществом данного способа ликвидации негерметичности эксплуатационных колонн является снижение аварийности при эксплуатации скважин, возможность извлечения системы из скважины при каждом ремонте, для выполнения запланированных мероприятий без сложностей, связанных с уменьшением диаметра внутреннего сечения эксплуатационной колонны в скважине. Кроме того, данный способ позволяет, при необходимости и определенных конструктивных дополнениях (внедрение в конструкцию проводящей трубки-канала вдоль ствола тампонирующего пакера под уплотняющими и герметизирующими элементами), обеспечить сообщение надпакерного и подпакерного затрубного пространства для обеспечения требуемого контроля эксплуатационных параметров скважины, а также для обеспечения возможности выполнения технологических промывок насосного оборудования и глушения скважин стандартными методами. Данная технология позволяет устанавливать тампонирующий пакер в любом интервале скважины как отдельно от насосно-компрессорных эксплуатационных труб, так и включать его промежуточным звеном в компоновку при спуске УЭЦН, ШГН, фонтанного лифта, пакера ППД.

1. Способ ликвидации негерметичности эксплуатационных колонн, включающий исследование местоположения и протяженности интервала негерметичности эксплуатационной колонны сборку пакера, оснащенного заякоривающими узлами в виде конуса и плашкодержателя с плашками, спуск пакера в скважину в заданном интервале и перевод его в рабочее положение с герметизацией колонно-пакерного пространства ниже и выше интервала негерметичности, отличающийся тем, что осуществляют сборку тампонирующего равнопроходного пакера, ствол которого образован экранирующими уплотняющими элементами (эластомерами) и верхними и нижними герметизирующими элементами (эластомерами) с общей длиной ствола, превышающей протяженность интервала негерметичности, спуск тампонирующего пакера в скважину осуществляют в транспортном положении, при котором его наружный диаметр меньше проходного диаметра эксплуатационной колонны, при достижении планового интервала пакер переводят в рабочее положение с расширением под нагрузкой экранирующих уплотняющих элементов ствола пакера до расчетного диаметра, равного внутреннему диаметру эксплуатационной колонны, и верхних и нижних герметизирующих элементов до достижения герметизации колонно-пакерного пространства выше и ниже интервала негерметичности, при этом ограничения по величине расширения экранирующих элементов регулируют за счет внутренних ограничительных вставок (стаканов): исходное и рабочее положения ствола пакера фиксируют с помощью заякоривающих узлов в виде конуса и плашкодержателя с плашками.

2. Способ по п.1, отличающийся тем, что спуск тампонируемого пакера осуществляют в комплексе со скважинным насосным оборудованием, с установкой пакера в компоновку спускаемого оборудования промежуточным звеном.

ппа изобретений относится к области строительства, эксплуатации и ремонта нефтяных, газовых и других скважин, а именно к вариантам конструкции разбуриваемых пакеров.

Пакер многофункциональный // 2532501

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.

Пакер инерционный механический // 2532496

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.

Пакер для необсаженных скважин // 2531688

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.

Устройство для обработки пластов в скважине // 2529069

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 // 2524706

Способ и устройство для повышения надежности операций точечного стимулирования // 2521573

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

Способ и устройство для повышения надежности операций точечного стимулирования // 2521573

Селективный устанавливаемый модуль для многоколонных пакеров // 2521243

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.

Пакер для скважины // 2520243

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.

Устройство для отключения интервала водопритока в открытом стволе многозабойной горизонтальной скважины // 2534118

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.

Двухпакерная установка для эксплуатации скважин электроприводным насосом с одновременной изоляцией интервала негерметичности и циркуляционный клапан // 2534876

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.

Пакер гидравлический // 2535542

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.

Пакер опорно-механический с кабельным вводом // 2536533

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.

Двуякорный механический пакер // 2536534

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.

Пакер-пробка и монтажный инструмент для посадки его в скважине (варианты) // 2537713

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.

Пакер инерционный механический с кабельным вводом (варианты) // 2539451

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.

Пакер механический двухстороннего действия // 2539468

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.

Пакер с кабельным вводом // 2540369

Изобретение относится к области горного дела, в частности к нефтедобывающей промышленности, и может быть использовано для разобщения полостей скважин пакерами с кабельным вводом для подключения электроприводных насосов. Пакер с кабельным вводом содержит ствол, смонтированные на стволе сжимаемые кольцевые манжеты с возможностью радиального расширения до герметичного разобщения полости скважины и якорь. Снаружи ствола под кольцевыми манжетами и якорем выполнен продольный глухой канал для проводки силового кабеля, причем под кольцевыми манжетами кабель размещается в канале герметично посредством компаунда. В продольном канале с размещенным в нем силовым кабелем, на участке под кольцевыми манжетами, герметизированным компаундом, на уровне наружной поверхности ствола установлена защитная накладка дугообразного профиля с радиусом наружной поверхности, равным половине диаметра ствола, с возможностью уплотнения охватом внутренней цилиндрической поверхностью герметизирующего компаунда. По краям продольного канала на длине, по меньшей мере, разжатых кольцевых манжет выполнены уступы, фиксирующие положение защитной накладки на уровне наружной поверхности ствола, и ограниченная от смещения вдоль ствола полукольцевыми сухариками, последние установлены в кольцевых канавках, выполненных на наружной поверхности ствола по обе стороны кольцевых манжет. Изобретение обеспечивает повышение надежности разобщения полости скважины. 2 ил.

Телескопический замок механического якоря // 2540729

Изобретение относится к области горного дела, в частности к нефтедобывающей промышленности, и может быть использовано в инерционных механических пакерах нефтяных и газовых скважин. Телескопический замок механического якоря содержит замкнутый лабиринтный паз, выполненный на стволе, и плавающий палец, установленный в обойме якоря, с возможностью прямолинейных и круговых перемещений в пределах лабиринтного паза. Лабиринтный паз включает длинный и короткий продольные каналы и соединяющие их поперечные каналы, и выступ с контуром параллелограмма, длинные стороны которого образуют длинный и короткий продольные каналы. Поперечные каналы выполнены с наклоном к оси ствола с возможностью перехода плавающего пальца из одного продольного канала в другой под воздействием реактивной силы от боковых сторон наклонных каналов, вызываемой действием силы инерции ствола на плавающий палец. Поперечный наклонный канал перемещения плавающего пальца из короткого продольного канала в длинный выполнен с заходом плавающего пальца в карман опорной позиции, расположенный на средней линии выступа. Поперечный наклонный канал перемещения плавающего пальца из длинного продольного канала в короткий продольный канал образован срезом острого угла параллелограмма параллельно боковой стороне лабиринтного паза. На стволе параллельно продольным каналам дополнительно выполнен глухой продольный паз длиной, большей продольной длины габарита лабиринтного паза, в котором расположен стопорный палец, исключающий поворот ствола относительно обоймы якорного узла и упор плавающего пальца в нижний предел контура лабиринтного паза. Изобретение обеспечивает повышение надежности посадки скважинных устройств. 1 ил.