Двуякорный механический пакер


 


Владельцы патента RU 2536534:

Николаев Олег Сергеевич (RU)

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.

 

Изобретение относится к области горного дела, в частности к нефтедобывающей промышленности, и может быть использовано при эксплуатации нефтяных скважин.

Известен двуякорный механический пакер, содержащий вал, верхний и нижний якори с подпружиненными плашками, уплотнители, верхний и нижний конусы, фигурный паз, в последнем размещен палец нижнего якоря. На вале установлена втулка с возможностью осевого перемещения вдоль вала, на которой размещены нижний конус с возможностью осевого перемещения по ней, уплотнители и неподвижно верхний конус с возможностью взаимодействия с подпружиненными плашками верхнего якоря, имеющего ограничения в осевом перемещении. На вале выполнена цанга, препятствующая перемещению втулки в сторону верхнего якоря, снабженной канавкой с возможностью размещения в ней одного конца цанги, и закрепленная вторым ее концом на валу. На нижнем конусе выполнен уступ, ограничивающий расцепление цанги и канавки, и образована полость, обеспечивающая возможность расцепления цанги с канавкой (Патент RU №84052 U1. Двуякорный механический пакер. - МПК: E21B 33/12. - 27.06.2009). Недостатком известного технического решения является низкая эффективность эксплуатации скважины из-за сложности удаления пакера из скважины.

Известен пакер, содержащий шток с пазом, переводник, прикрепленный к верхнему концу штока, установленный на штоке уплотнительный элемент, размещенные над уплотнительным элементом конус, верхний корпус с подпружиненными верхними плашками, размещенные под уплотнительным элементом конус, фиксатор, нижний корпус с подпружиненными планками и нижними плашками. Над уплотнительным элементом размещен кожух. Конус выполнен разрезным с возможностью радиального раскрытия и с внутренней радиальной выборкой. Верхний корпус имеет внутренний выступ. Часть штока, размещенная внутри верхних плашек и конуса разрезного, выполнена с верхним и нижним радиальными выступами, взаимодействующими соответственно с верхними плашками и конусом разрезным. Верхний корпус прижат к торцу переводника пружиной, размещенной между внутренним выступом верхнего корпуса и верхним радиальным выступом штока с возможностью осевого перемещения вниз по отношению к штоку. Нижний радиальный выступ штока размещен внутри радиальной выборки конуса разрезного, концевая часть которого размещена между радиальными выступами штока, находится в зацеплении с ними и имеет возможность взаимодействия с верхними плашками при перемещении штока. Расстояние деформации пружины внутри верхнего корпуса не менее расстояния перемещения верхних плашек до зацепления со стенками скважины. Зазор между взаимодействующими торцами нижнего радиального выступа штока и внутренней радиальной выборкой конуса разрезного не более зазора между взаимодействующими торцами верхнего радиального выступа штока и концевой частью конуса разрезного (Патент RU №2120023 С1. Пакер. - МПК6: Е21В 33/12. - 10.10.1998). Недостатком известного технического решения является сложность удаления пакера из скважины, снижающая эффективность эксплуатации скважин.

Наиболее близким аналогом, принятым за прототип, является механический пакер, состоящий из полого шпинделя с установленными на его концах верхним и нижним переводниками и верхним и нижним плашкодержателями, в каждом из которых размещены плашки с конусными поверхностями, обращенными к шпинделю. Верхний плашкодержатель подпружинен относительно верхнего переводника, а нижний установлен на затворе с фигурным пазом, расположенным на нижнем переводнике. Между плашкодержателями на шпинделе установлен ствол с верхним и нижним конусами, выполненными с возможностью контакта с конусными поверхностями соответствующих плашек и их отклонения в радиальном относительно оси шпинделя направлении. Между конусами на стволе размещены манжеты. Нижний плашкодержатель снабжен подпружиненным относительно него центратором пакера. Нижний переводник снабжен пальцем, установленным в фигурном пазу затвора с возможностью перемещения по нему (Патент RU №52082 U1. Пакер механический. - МПК: Е21В 33/12. - 10.03.2006).

Недостатком известного пакера является сложность удаления его из скважины, что снижает эффективность скважин.

Основной задачей, на решение которой направлено заявляемое изобретение, является повышение эффективности эксплуатации скважин путем повышения герметичности разобщения межтрубного пространства механическими пакерами, спускаемыми в скважину на колонне насосно-компрессорных труб, и надежности подъема их из скважины.

Техническим результатом является повышение герметичности разобщения межтрубного пространства механическими пакерами и надежности подъема их из скважин.

Указанный технический результат достигается тем, что в известном двуякорном механическом пакере, содержащем шпиндель, установленные на нем верхний и нижний якоря со стопорными плашками и разжимающими их конусами, муфту, в которой выполнена расточка, соединенную с конусом верхнего якоря, временно закрепленного на шпинделе срезными штифтами, нижнюю гайку, соединенную с конусом нижнего якоря, между муфтой и нижней гайкой расположено кольцевое уплотнение, шпиндель верхним торцом соединен с переводником, на последнем 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 которой выполнен лабиринтный паз, при этом обойма соединена с затвором, в последнем размещен плавающий палец телескопического замка, фиксирующего нижний якорь в транспортном или рабочем состоянии, согласно предложенному техническому решению,

на цилиндрической поверхности стопорных плашек верхнего якоря выполнены выступы, расположенные в окнах, выполненных в стенке обоймы, и 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, а другая часть стопорных плашек выполнена с возможностью скольжения по стволу скважины, выступы которых расположены в окнах обоймы с возможностью радиального перемещения;

на стопорных плашках с возможностью скольжения по стволу скважины выполнены насечки с профилем равнобедренного треугольника;

насечки с равнобедренным треугольным профилем выполнены с радиусным округлением вершин профиля;

на шпинделе выполнен выступ с возможностью перемещения в выточке муфты при сжатии пружины;

на шпинделе выполнена кольцевая канавка, в которой установлены сегментные сухари с возможностью перемещения во внутренней расточке конуса;

на нижней гайке выполнены гнезда под ключ.

Приведенный заявителем анализ уровня техники позволил установить, что аналоги, характеризующиеся совокупностями признаков, тождественными всем признакам заявленного двуякорного механического пакера, 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 успешно использовано на нефтегазовых скважинах. Следовательно, заявляемое техническое решение соответствует условию патентоспособности «промышленная применимость».

На фиг.1 показан общий вид двуякорного механического пакера.

Двуякорный механический пакер содержит шпиндель 1, установленные на нем верхний якорь 2, нижний якорь 3 и кольцевое уплотнение 4. Шпиндель 1 верхней частью соединен с переводником 5, на котором с упором в торцовый буртик подвижно установлена верхняя гайка 6. Верхний якорь 2 включает установленные в его обойме по меньшей мере половину количества стопорных плашек 7, выполненных с насечками упорного профиля для зацепления якоря 2 со стволом скважины, на цилиндрической поверхности которых выполнены выступы 8, расположенные в окнах, выполненных в стенке обоймы, с возможностью продольного и радиального перемещения выступов в окнах обоймы якоря. Другая часть стопорных плашек 9 верхнего якоря 2 выполнена с возможностью скольжения по стволу скважины, выступы 10 которых расположены в окнах обоймы якоря 2 с возможностью радиального перемещения в окнах обоймы. С плашками 7 и 9 взаимодействует разжимающий их конус 11, соединенный с муфтой 12, в которой выполнена расточка 13. На стопорных плашках 9 выполнены насечки с профилем равнобедренного треугольника с радиусным округлением вершин профиля с возможностью скольжения по стволу скважины. Стопорные плашки 7 и 9 верхнего якоря 2 установлены в радиальных пазах обоймы и подпружинены в направлении шпинделя 1 плоскими пружинами 14. Обойма верхнего якоря 2 и верхняя гайка 6 соединены между собой кожухом 15, внутри которого установлена пружина 16 для нажима на торец обоймы верхнего якоря 2 переводником 5. Конус 11 верхнего якоря 2 временно закреплен на шпинделе 1 срезными штифтами 17. Нижний якорь 3 включает установленные в его обойме стопорные плашки 18, выполненные с насечками упорного профиля для зацепления якоря 3 со стволом скважины с возможностью радиального перемещения, взаимодействующие с разжимающим их конусом 19, соединенным с нижней гайкой 20. Стопорные плашки 18 нижнего якоря 3 установлены в радиальных пазах обоймы и подпружинены в направлении шпинделя 1 плоскими пружинами 21. В обойме нижнего якоря 3 дополнительно установлены подпружиненные фрикционные плашки 22. Кольцевое уплотнение 4 расположено между муфтой 12 и нижней гайкой 20. Под обоймой выполнен лабиринтный паз 23. Обойма нижнего якоря 3 соединена с затвором 24, в последнем размещен плавающий палец 25 телескопического замка, фиксирующего нижний якорь 3 в транспортном или рабочем состоянии. На шпинделе 1 выполнен выступ 26 с возможностью перемещения в расточке 13 муфты 12 при сжатии пружины 16 и кольцевая канавка, в которой установлены сегментные сухари 27 с возможностью перемещения в расточке 28, выполненной в конусе 19, при сжатии и разжиме стопорных плашек верхнего и нижнего якорей. На нижней гайке 20 выполнены гнезда 29 под ключ.

Двуякорный механический пакер работает следующим образом.

Пакер спускают в скважину на колонне насосно-компрессорных труб (НКТ). При этом плавающий палец 25 находится в коротком продольном канале лабиринтного паза 23, при котором нижний якорь 3 удерживается в транспортном состоянии и скользит фрикционными плашками 22 по стволу скважины. С достижением заданной глубины скважины НКТ выполняют определенные возвратно-поступательные перемещения, при которых плавающий палец 25 входит в длинный продольный канал лабиринтного паза 23 с возможностью перехода нижнего якоря 3 в рабочее состояние. С опусканием НКТ конус 19 входит в стопорные плашки 18, которые закрепляют нижний якорь 3 в стволе скважины. Затем НКТ продолжают опускать, для чего на шпиндель 1 прикладывается осевая нагрузка, с помощью которой передается усилие на сжатие кольцевого уплотнения 4 муфтой 12, которая сжимает кольцевое уплотнение с усилием, равным усилию среза срезных штифтов 17, с радиальным расширением в межтрубном пространстве скважины, при этом сегментные сухари 27 перемещаются в расточке 28 конуса 19. После среза срезных штифтов 17 переходник перемещает буртик 26 шпинделя 1 в расточке 13 муфты 12, сегментные сухари 27 продолжают перемещаться в расточке 28 конуса 19, и сжимает пружину 16, которая, в свою очередь, давит на обойму якоря 2 со стопорными плашками 7 и 9, последние надвигаются на конус 11 и раздвигаются до внедрения в ствол скважины. Кольцевое уплотнение 4 окончательно сжимается и радиальным расширением герметично разобщает межтрубное пространство скважины. Сжатое состояние кольцевого уплотнения 4 фиксируется плашками 7 и 9 верхнего якоря 2.

При подъеме пакера шпиндель 1 с помощью НКТ приподнимают, при этом стопорные плашки 7, выполненные с насечками упорного профиля, выступами 8 перемещаются вдоль окон обоймы верхнего якоря 2, а стопорные плашки 9, выступы 10 которых расположены в окнах обоймы якоря 2 с возможностью радиального перемещения, скользят насечками с профилем равнобедренного треугольника и радиусным округлением вершин профиля по стволу скважины, с одной стороны, и конусу 11 - с другой, смещаясь в радиальном направлении относительно шпинделя 1, ослабляя тем самым зацепление стопорных плашек 7 со стволом скважины. Пружина 16 позволяет резкими ударами страгивать стопорные плашки 7 и 9, особенно перед подъемом пакера из скважины после длительной эксплуатации. В результате конус 11 смещается, восстанавливая первоначальную форму кольцевого уплотнения 4, а конус 19 освобождает стопорные плашки 18 нижнего якоря 3. Подъемом шпинделя 1 плавающий палец 25 выходит из длинного продольного канала лабиринтного паза 23 телескопического замка, перемещаясь по короткому продольному пазу, переводит пакер из рабочего состояния в транспортное и в зависимости от характера проводимых работ позволяет перемещать пакер для последующей его установки на любых глубинах скважины.

Использование предложенного двуякорного механического пакера в нефтедобывающей промышленности позволит повысить герметичность разобщения межтрубного пространства при эксплуатации механических пакеров, спускаемых в скважину на колонне НКТ, и надежность подъема их из скважины, что значительно повысит эффективность эксплуатации скважин в соответствие с требованиями Правил охраны недр, утвержденных постановлением Госгортехнадзора РФ №71 от 06 июня 2003 г.

1. Двуякорный механический пакер, содержащий шпиндель, установленные на нем верхний и нижний якоря со стопорными плашками и разжимающими их конусами, муфту, в которой выполнена расточка, соединенную с конусом верхнего якоря, временно закрепленного на шпинделе срезными штифтами, нижнюю гайку, соединенную с конусом нижнего якоря, между муфтой и нижней гайкой расположено кольцевое уплотнение, шпиндель верхним торцом 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 которой выполнен лабиринтный паз, при этом обойма соединена с затвором, в последнем размещен плавающий палец телескопического замка, фиксирующего нижний якорь в транспортном или рабочем состоянии, отличающийся тем, что на цилиндрической поверхности стопорных плашек верхнего якоря выполнены выступы, расположенные в окнах, выполненных в стенке обоймы, и 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, а другая часть стопорных плашек выполнена с возможностью скольжения по стволу скважины, выступы которых расположены в окнах обоймы с возможностью радиального перемещения.

2. Пакер по п.1, отличающийся тем, что на стопорных плашках с возможностью скольжения по стволу скважины выполнены насечки с профилем равнобедренного треугольника.

3. Пакер по п.2, отличающийся тем, что насечки с равнобедренным треугольным профилем выполнены с радиусным округлением вершин профиля.

4. Пакер по п.1, отличающийся тем, что на шпинделе выполнен выступ с возможностью перемещения в выточке муфты при сжатии пружины.

5. Пакер по п.1, отличающийся тем, что на шпинделе выполнена кольцевая канавка, в которой установлены сегментные сухари с возможностью перемещения во внутренней расточке конуса.

6. Пакер по п.1, отличающийся тем, что на нижней гайке выполнены гнезда под ключ.



 

Похожие патенты:

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.

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.

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.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и может найти применение при отключении водопритока в открытый ствол многозабойной горизонтальной скважины.

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.

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

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.

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.

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.

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.

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.
Изобретение относится к нефтяной промышленности и может быть применено для эксплуатации нагнетательной скважины с многопакерной компоновкой. Способ включает спуск в скважину компоновки, посадку пакеров и их испытание на герметичность, закачку рабочего агента одновременно-раздельно в продуктивные пласты. Перед спуском шаблонируют эксплуатационную колонну шаблоном длиной от 30 до 100 м и диаметром, меньшим диаметра эксплуатационной колонны на 4-6 мм, при этом отмечают интервалы посадок и затяжек шаблона, определяют причины затяжек. Прорабатывают эксплуатационную колонну в интервалах установки пакеров и в интервалах посадок и затяжек шаблона. Промывают скважину обратной промывкой до выхода чистой промывочной жидкости. Монтируют компоновку. В качестве нижнего пакера используют пакер осевого действия, в качестве верхних пакеров - пакеры упорного действия. К приборам подсоединяют кабель, его закрепляют на наружной поверхности компоновки. Спускают компоновку, проводят гидравлические испытания на ее герметичность. Извлекают с помощью канатной техники пробку. Спускают компоновку в скважину на необходимую глубину на колонне насосно-компрессорных труб с замером длины и шаблонировкой внутреннего сечения колонны насосно-компрессорных труб. Одновременно крепят на наружной поверхности кабель и спускают кабель вместе с колонной насосно-компрессорных труб. Скорость спуска выдерживают не более 0,1 м/с. Следят за натяжением кабеля при спуске, не допускают рывков и ослабления натяжения кабеля. При посадке колонны насосно-компрессорных труб на клиновой захват не допускают попадания кабеля в клинья, при освобождении колонны насосно-компрессорных труб из клинового захвата высоту подъема трубы выбирают не более 0,25 м. Во время спуска не допускают разгрузки веса колонны насосно-компрессорных труб более 2 т, а при незапланированной посадке пакера для приведения пакера в транспортное положение поднимают колонну насосно-компрессорных труб на 2-3 м и медленно спускают колонну, проводя пакер через интервал незапланированной посадки. Выполняют привязку пакеров, выполняют подгонку компоновки в заданный интервал подгоночными патрубками, сращивают кабель с устьевыми приборами, монтируют планшайбу и превентор, проводят гидравлическое испытание колонны насосно-компрессорных труб на герметичность. Производят расчет величины подъема колонны насосно-компрессорных труб с компоновкой для посадки пакеров, определяют необходимую длину кабелей от устья скважины до панели контроллера, отрубают излишки кабеля, перепускают кабели через кабельный ввод, устанавливают пакеры, фиксируя изменения веса колонны насосно-компрессорных труб, выполняют заделку сальников кабельного ввода и производят проверку работоспособности приборов. Спрессовывают пакеры, устанавливают в скважинные камеры регуляторы давления со штуцерами заданных диаметров или скважинные манометры, а при эксплуатации скважины при закачке рабочего агента замеряют давление в колонне насосно-компрессорных труб и в затрубном пространстве между пластами и напротив каждого пласта. Контролируют зависимость давления в затрубном пространстве от изменения давления закачки в колонне насосно-компрессорных труб, наличие перетока из под пакера в надпакерное пространство. Определяют между пакерами напротив пластов расход жидкости, а при возникновении давления в затрубном пространстве вне зависимости от изменения давления закачки стравливают давление через затрубную задвижку. Технический результат заключается в повышении эффективности размещения в скважине многопакерной компоновки. 5 пр.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, а именно к устройствам для разобщения пластов в скважине при раздельной закачке в них различных реагентов. Устройство для обработки пласта в горизонтальной скважине содержит основной пакер с манжетой и проходным корпусом, дополнительный пакер с дополнительной манжетой и цилиндрической втулкой и полый корпус. Проходной корпус основного пакера и цилиндрическая втулка дополнительного пакера соединены между собой полым стволом с радиальными каналами, разнесенными по высоте, превышающей толщину пласта. Длина полого ствола позволяет перекрывать обрабатываемый пласт в горизонтальной скважине основным и дополнительным пакерами. Манжета основного пакера и дополнительная манжета дополнительного пакера выполнены в виде нижнего и верхнего надувных резиновых элементов с соответствующими внутренними полостями, гидравлически соединенными между собой трубкой. Сверху в цилиндрическую втулку дополнительного пакера телескопически вставлена полая втулка, оснащенная радиальным отверстием, имеющим в исходном положении возможность гидравлического сообщения с внутренней полостью верхнего надувного резинового элемента дополнительного пакера посредством кольцевой выборки и гидравлического канала, выполненных в верхней части цилиндрической втулки дополнительного пакера. Полая втулка подпружинена вверх относительно цилиндрической втулки дополнительного пакера. Снизу полая втулка оснащена седлом, зафиксированным разрушаемым элементом, на котором размещен шар. Сверху на полую втулку телескопически установлен полый корпус, зафиксированный в исходном положении относительно полой втулки срезным элементом. В рабочем положении полая втулка имеет возможность ограниченного осевого перемещения вниз относительно полого корпуса и цилиндрической втулки дополнительного пакера, сжатия пружины, фиксации относительно цилиндрической втулки, герметичного отсечения радиального отверстия внутренней поверхностью цилиндрической втулки дополнительного пакера и срезания разрушаемого элемента седла с перемещением седла сверху вниз до упора во внутренний уступ. Внутренний уступ выполнен на нижнем конце проходного корпуса основного пакера. При этом происходит переток жидкости сверху вниз через радиальные отверстия полого ствола в обрабатываемый пласт. Изобретение обеспечивает повышение надежности устройства, эффективности работы устройства и повышение качества герметизации. 2 ил.

Изобретение относится к нефтяной и газовой промышленности и может быть использовано для испытания пакера, имеющего в конструкции резиновый надувной элемент, устанавливаемый в скважине. Стенд для испытания надувного элемента пакера содержит имитаторы обсадной и лифтовой колонн с размещенным между ними пакером, гидроцилиндр для создания осевой нагрузки и разгрузки на пакер, насосную установку для создания давления и имитации скважинного давления, плиту, соединенную с имитатором обсадной колонны и зафиксированную к фундаменту с помощью анкерных болтов. Пакер выполнен в виде резинового надувного элемента с внутренней кольцевой полостью и полым штоком, оснащенным рядом радиальных отверстий, сообщающихся с внутренней полостью резинового надувного элемента пакера. Полый шток оснащен двумя центраторами и заглушен с одной стороны, а с другой стороны полый шток через имитатор лифтовой колонны и первый тройник с отводом жестко соединен с гидроцилиндром для создания осевой нагрузки и разгрузки на резиновый надувной элемент пакера. Плита установлена горизонтально, а имитатор обсадной колонны со стороны заглушенного полого штока через переводник с кольцом и второй тройник с отводом и фиксатор соединен с плитой. Отводы обоих тройников оснащены отсекателями с манометрами и обвязаны с насосной установкой для создания давления во внутренней полости резинового надувного элемента и имитации скважинного давления в имитаторе обсадной колонны под резиновым надувным элементом. Предлагаемый стенд позволяет повысить надежность работы и расширить функциональные возможности. 1 ил.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, а именно к разработке и эксплуатации нефтяных пластов с зонами различной проницаемости, в том числе в горизонтальных многозабойных скважинах и боковых стволах, в частности, с применением технологии одновременно-раздельной эксплуатации. Устройство для разобщения открытого ствола скважины на отдельные участки включает продольно-гофрированные трубы с герметизирующими элементами, верхний и нижний цилиндрические участки труб, верхний из которых снабжен уплотненным поршнем с фиксатором. Нижний цилиндрический участок снизу снабжен нерасширяемой втулкой, во внутреннюю полость которой герметично при помощи уплотнений вставлен с возможностью перемещения ниппель, оснащенный клапаном и соединенный сверху тягой с поршнем. Продольно-гофрированные трубы выполнены шестилучевыми с возможностью расширения до рабочего размера внутренним давлением. Герметизирующие элементы выполнены в виде замкнутых элементов, заполняющих углубления между лучами трубы и установлены последовательно. Между нижним цилиндрическим участком и нерасширяемой втулкой выполнено технологическое кольцевое расширение. Уплотнения ниппеля выполнены в виде самоуплотняющегося раздуваемого эластичного элемента. Выше эластичного элемента расположен расширяющийся вверх конус с наружными подпружиненными вверх плашками, имеющими возможность взаимодействия в транспортном положении с технологическим кольцевым расширением и ограниченного продольного перемещения относительно конуса. Наименьший диаметр плашек выполнен меньше внутренних суженных участков устройства. Выше конуса установлена муфта, выполненная с возможностью взаимодействия с лучами нижней трубы устройства снизу изнутри в транспортном положении. Торец верхнего цилиндрического участка устройства снабжен продольными пазами, а уплотненный поршень - выступами под продольные пазы. Устройство обеспечивает герметичность перекрытия заколонного пространства за одну спуско-подъемную операцию. 1 з.п. ф-лы, 2 ил.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть использовано для разобщения полостей скважин пакерами с радиальным расширением под действием осевого давления. С целью повышения герметичности установки пакера в скважине пакер опорно-механический содержит ствол, телескопически соединенный посредством манжет с опорным ниппелем с возможностью их осевого перемещения между собой. Ствол оснащен кольцевым уплотнением, присоединительной муфтой, регулировочной гайкой с верхним нажимным кольцевым упором, установленной на муфте с возможностью регулирования положения кольцевого уплотнения на стволе между упорами на регулировочной гайке и на втулке, соединенной с опорным ниппелем. Во втулке выполнена ступенчатая поверхность, упирающаяся уступом ступени в буртик на стволе. На буртике выполнена канавка, взаимодействующая со срезными штифтами, установленными во втулке. На стволе выполнены треугольные насечки, взаимодействующие с цангой, внутри которой выполнены ответные треугольные насечки и наружный конус. Цанга расположена в полости втулки с упором в торец опорного ниппеля и удерживается от осевых перемещений стопорным кольцом с внутренним конусом, взаимодействующим с наружным конусом цанги для фиксации кольцевого уплотнения в сжатом состоянии, с возможностью перемещения вдоль ствола на длину, большую величине сжатия кольцевого уплотнения с радиальным расширением до герметичного разобщения полости скважины. Стопорное кольцо выполнено с канавкой под дополнительные срезные штифты, установленные во втулке. 2 з.п. ф-лы, 1 ил.
Наверх