Пакер механический двухстороннего действия



Пакер механический двухстороннего действия
Пакер механический двухстороннего действия
Пакер механический двухстороннего действия
Пакер механический двухстороннего действия

 


Владельцы патента RU 2539468:

Общество с ограниченной ответственностью Производственно-торговая фирма "НиГМаш" (RU)

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 нефтегазодобывающей промышленности и может быть использовано при освоении и эксплуатации нефтяных и газовых скважин.

Известен пакер, который содержит ствол, верхний переводник, жестко соединенный со стволом и нижний переводник, с которым ствол соединен с помощью подвижного шпоночного соединения. Ствол с верхним переводником имеет возможность осевого перемещения относительно нижнего переводника. На стволе между верхним и нижним переводниками установлен уплотнительный элемент, с обеих сторон которого между коническими кольцами установлены раздвижные плашки. Плашки выполнены сборными и состоят из корпуса и закрепленной на нем накладки. Во внутренних полостях плашек установлен комплект стягивающих кольцевых пружин. Пакет плашек в виде стянутой кольцевыми пружинами разрезанной втулки, опирается конусными поверхностями на конические кольца. Нижний переводник соединен с хвостовиком, а верхний переводник - с колонной труб (патент РФ №2209926, МПК E21B 33/12, опубл. 10.08.2003 г.). Недостатком известного устройства является ненадежность его в работе ввиду того, что плашки без насечки могут скользить по эксплуатационной колонне, что приведет к перемещению пакера и дополнительной нагрузке на насосно-компрессорные трубы, пружины, сжимающие плашки, имеют небольшое сечение, что может приводить к коррозионным повреждениям пружин при значительных сроках установки пакера.

Известен механический пакер, содержащий ствол с фигурным пазом на наружной поверхности с продольными короткими и длинными участками, жестко связанную со стволом опору, расположенные под ней с возможностью осевого перемещения относительно ствола уплотнительный элемент, конус и обойму, в которой установлены равномерно по ее окружности зубчатые шлипсы, кольцо, установленное в нижней части обоймы и с возможностью радиального вращения относительно обоймы, но жестко связанное с ней в осевом направлении, причем обойма зафиксирована относительно ствола в радиальном направлении, зубчатые шлипсы пружинами поджаты к стволу и расположены таким образом, что при контакте с конусом их наклонные плоские грани параллельны наклонным плоским граням конуса, а направляющий штифт размещен в фигурном пазу, причем зубчатые шлипсы помещены в кожух, который закреплен на обойме, имеющей в своей средней части пазы, в которых расположены центраторы с пружинами, закрепленные в обойме верхней и нижней крышками, причем под нижней крышкой расположено разрезное кольцо, на котором установлен направляющий штифт (RU 2453679, МПК E21B 33/129, опубл. 20.06.2012 г.). Недостатком данного пакера является низкая эффективность.

Известен также выбранный в качестве прототипа механический пакер с фиксатором закрытого положения, состоящий из ствола, имеющего сверху конусную резьбу, ниже - канавку под стопорное кольцо, в средней части цилиндрический выступ с фигурной выборкой под фиксатор закрытого положения, конусную резьбу в нижней части. На ствол устанавливаются: верхнее якорное устройство, узел фиксации закрытого положения, уплотнительный узел и нижнее якорное устройство. Верхнее якорное устройство состоит из фиксатора пружины, втулки пружины, прокладки пружины, кожуха пружины, верхней пружины, запорного кольца, втулки пружины клина, пружины клина, ограничительного кольца, корпуса, плашки, пружины плашек, клина, конуса, пружины конуса, фиксатора конуса. Узел фиксации закрытого состояния состоит из опоры и винтов, взаимодействующих с фигурной выборкой ствола. Уплотнительный узел состоит из уплотнения ствола, соединительной втулки с резиновыми кольцами, верхнего конусного фланца, верхней манжеты, металлических прокладочных колец, средней манжеты, нижней манжеты, нижнего конусного фланца, ствола уплотнительного узла. Нижнее якорное устройство состоит из втулки, конуса, корпуса, плашек с пружинами, фиксатора плашек с винтами, втулки фиксатора с фиксатором (http://www.petrogress.ru, пакер с фиксатором закрытого положения, изделие 20-433). Недостатками пакера, принятого за прототип, является необходимость вращения колонны насосно-компрессорных труб при установке и снятии пакера, что увеличивает операционное время, уменьшает надежность. Кроме того, данный пакер характеризуется сложностью и высокой стоимостью конструкции.

Задачей, на решение которой направлено предлагаемое изобретение, является повышение надежности и эффективности работы пакера в процессе его установки, эксплуатации и демонтажа в нефтяных и газовых скважинах.

Положительный эффект от применения пакера в скважинах заключается в повышении его надежности, увеличении его срока службы, в росте межремонтного периода скважин и соответственно увеличении добычи флюида.

Технический результат достигается за счет исключения контактов плашек со стенкой эксплуатационной колонны при спуске пакера, исключения аварийных ситуаций из-за поломки пружин плашек, исключения перемещения пакера по эксплуатационной колонне из-за скольжения плашек, а также снижения трудоемкости изготовления пакера и соответственно его цены при сохранении высоких эксплуатационных качеств и надежности.

Поставленная задача решается пакером механическим, содержащим соединенные резьбой верхний ствол и нижний ствол, имеющий фигурный паз на его наружной поверхности с продольными короткими и длинными участками, на котором располагается нижний якорный узел, включающий корпус, к которому посредством резьбы присоединен нижний кожух с вставленными в него и подпружиненными радиально нижними плашками, причем в средней части корпуса выполнены прямоугольные окна, в которых установлены центраторы, подпружиненные радиально и удерживаемые верхней и нижней крышками, зафиксированными на корпусе посредством винтов, а в его нижней части выполнена кольцевая наружная канавка, посредством которой к нижней части корпуса присоединено кольцо разрезное, имеющее кольцевую внутреннюю канавку и наружный цилиндрический выступ, в которое посредством резьбы установлен фиксатор, а на верхнем стволе расположен с возможностью осевого перемещения по нему и опирающийся на цилиндрический выступ нижнего ствола конус опорный, над которым расположен нижний антиэкструзионный узел, в состав которого входят две металлические шайбы с наружными конусными поверхностями, посредством которых они взаимодействуют с установленным между ними полиуретановым кольцом, причем над нижним антиэкструзионным узлом расположены три резиновые уплотнительные манжеты, взаимодействующие между собой конусными поверхностями, над которыми расположен верхний антиэкструзионный узел, содержащий металлическую шайбу и полиуретановое кольцо, аналогичные расположенным в нижнем антиэкструзионном узле, а над ним расположен верхний якорный узел, включающий конусную муфту, закрепленную посредством резьбового соединения на верхнем конце верхнего ствола, к которой прикреплен посредством гайки верхний кожух с вставленными в него верхними плашками, стянутыми верхним пружинным кольцом, причем под плашками в верхнем кожухе расположен конус разрезной, сегменты которого стянуты двумя стопорными кольцами, и который опирается на упор, который, в свою очередь, опирается на пружинящий пакет, состоящий из двух крайних и одного среднего упорных колец, между которыми расположены два разрезных кольца, и которые все вместе расположены в стакане, имеющем наружную нижнюю конусную поверхность, являющуюся частью верхнего антиэкструзионного узла.

При помощи нижнего якорного узла пакер удерживается от перемещения вниз, при помощи верхнего якорного узла пакер удерживается от перемещения вверх, таким образом обеспечивается двухстороннее действие пакера.

Согласно изобретению фигурный паз на наружной поверхности нижнего ствола выполнен замкнутым и имеет длинный и короткий вертикальные участки, которые в нижней части соединены выборкой, имеющей треугольную форму, вершина которой располагается на коротком вертикальном участке, а между длинным и коротким вертикальными участками выполнен выступ в виде параллелограмма.

Технический результат изобретения достигается благодаря следующему:

Плашки помещены в кожух, исключающий соприкосновение их со стенками эксплуатационной колонны при перемещении пакера по скважине до места установки.

Плашки стягивает пружина со значительным поперечным сечением, что позволит ей дольше выполнять свою функцию в сложных коррозионных условиях при длительном периоде эксплуатации в скважине.

Установка и снятие пакера производится за счет осевого перемещения его в эксплуатационной колонне.

Разрезной конус обеспечивает высокую скорость радиального перемещения плашек к стенке эксплуатационной колонны при срабатывании верхнего якорного устройства, что способствует надежному контакту зубьев плашек со стенкой эксплуатационной колонны.

При длительных сроках эксплуатации пакера в скважине, верхний якорный узел покрывается оседающими взвешенными частицами из эксплуатационной жидкости межтрубного пространства скважины, что может приводить к заклиниванию плашек верхнего якорного устройства. С целью исключения заклинивания верхнего якорного устройства при снятии пакера конструкция кожуха плашек выполнена с захватом за конусную муфту, что способствует срыву заклинивших плашек.

Сущность изобретения поясняется чертежами, где на фиг.1 изображен пакер механический в сборе в транспортном положении; на фиг.2 изображен пакер механический в сборе в рабочем (посаженом) положении; на фиг.3 - фиксатор нижнего якорного устройства; на фиг.4 - развертка замкнутого фигурного паза.

Пакер механический двухстороннего действия (фиг.1) состоит из верхнего ствола 1 и нижнего ствола 2, соединенных посредством резьбового соединения. Нижний ствол 2 по наружному диаметру больше верхнего ствола 1, и в месте соединения стволов образуется цилиндрический выступ. На верхнем конце верхнего ствола посредством резьбового соединения закреплена конусная муфта 3, к которой прикреплен посредством гайки 4 верхний кожух 5, в котором вставлены верхние плашки 6, опирающиеся на широкий выступ верхнего ствола 1. Плашки 6 стянуты верхним пружинным кольцом 7. Ниже плашек в верхнем кожухе 5 расположен конус разрезной 8, сегменты которого стянуты двумя стопорными кольцами 9. Конус разрезной опирается на упор 10, который, в свою очередь, опирается на пружинящий пакет, состоящий из двух крайних упорных колец 11 и одного среднего упорного кольца 12, между которыми расположены два разрезных кольца 13. Упор 10 и пружинящий пакет расположены в стакане 14, имеющем наружную нижнюю конусную поверхность. Все перечисленные детали расположены на верхнем стволе 1, образуют верхний якорный узел.

Ниже верхнего якорного узла расположен верхний антиэкструзионный узел, образованный нижней конусной поверхностью стакана 14, внутренними коническими поверхностями полиуретанового кольца 15 и наружной конической поверхностью металлического кольца 16.

Под верхним антиэкструзионным узлом расположен узел уплотнений, состоящий из верхней и нижней уплотнительных манжет 17 и расположенной между ними средней уплотнительной манжеты 18, причем нижняя манжета узла уплотнений опирается на нижний антиэкструзионный узел, аналогичный верхнему антиэкструзионному узлу, но содержащему два металлических кольца 16.

Нижний антиэкструзионный узел опирается на конус опорный 19 нижнего якорного узла, который расположен на нижнем стволе 2 и в состав которого входят: конус опорный 19, корпус 20, к которому сверху на резьбе присоединен нижний кожух 21 и зафиксирован от отворачивания винтом 22. В окнах кожуха 21 располагаются нижние плашки 23, которые в транспортном положении прижаты к нижнему стволу 2 при помощи пружин 24. В нижней части корпуса 20 выполнены прямоугольные окна, в которых располагаются центраторы 25 с пружинами 26. Центраторы 25 удерживаются в корпусе 20 при помощи верхней 27 и нижней 28 крышек, соединенных с корпусом резьбой и зафиксированных от отворачивания винтами 22 и 29. К нижней части корпуса 20 присоединено кольцо разрезное 30 с фиксатором 31, удерживаемым от отворачивания винтом 32. Половинки кольца разрезного 30 соединены винтами 33 (фиг.3).

Для снижения ослабления нижнего ствола применяется замкнутый фигурный паз (фиг.4), который состоит из длинного вертикального участка I (рабочее положение) и короткого вертикального участка II (транспортное положение). В нижней части вертикальные участки соединены выборкой, имеющей треугольную форму. Вершина треугольной выборки располагается на коротком вертикальном участке и сторона, прилегающая к вершине, располагается вертикально, являясь продолжением наружного контура короткого вертикального участка. Сторона, прилегающая к вершине треугольной выборки с другой стороны, образует с коротким вертикальным участком острый угол, а с длинным - тупой. Основание треугольной выборки образует с длинным вертикальным участком острый угол, а с коротким - тупой. Верхнюю часть короткого вертикального участка завершает наклонный участок III, расположенный к короткому вертикальному участку под острым углом. Верхняя часть наклонного участка располагается между коротким и длинным вертикальными участками и выполнена в виде треугольного уступа, одна сторона которого располагается вертикально, а вторая - образует с длинным вертикальным участком острый угол. Между длинным и коротким вертикальными участками располагается выступ IV, выполненный в виде параллелограмма. Наружные вертикальные стороны выступа являются внутренними вертикальными сторонами короткого и длинного вертикальных участков. Верхняя сторона выступа примыкает к короткому вертикальному участку, образуя острый угол внутри параллелограмма. Нижняя сторона выступа является основанием треугольной выборки и образует с коротким вертикальным участком тупой угол внутри параллелограмма.

Пакер механический двухстороннего действия работает следующим образом.

Перед спуском в скважину пакер находится в вертикальном положении (фиг.1), фиксатор 31 - в точке А замкнутого паза (фиг.4). Такое положение фиксатора 31 в замкнутом пазу обусловлено весом деталей нижнего якорного узла (фиг.1). Спуск пакера в скважину осуществляется при помощи насосно-компрессорных труб (НКТ). При входе пакера в устье скважины центраторы 25 взаимодействуют со стенками эксплуатационной колонны 34 (фиг.2) и не дают возможности нижнему якорному узлу перемещаться вниз до тех пор, пока совместное усилие пружин 26 не будет преодолено силой веса спускаемых насосно-компрессорных труб. Таким образом, нижний якорный узел остановится при входе в эксплуатационную колонну скважины 34 (фиг.2), а стволы 1 и 2 со всеми расположенными на них узлами будут продолжать перемещение вниз. Одновременно фиксатор 31 будет передвигаться по короткому вертикальному участку II (фиг.4), далее по наклонному участку III до тех пор, пока не попадет в точку Б. В этой точке перемещение стволов 1, 2 (фиг.1) относительно нижнего якорного узла прекратится, и они начнут совместное перемещение вниз. При этом пружины 26 сожмутся, обеспечивая постоянный контакт центраторов 25 со стенками эксплуатационной колонны 34 (фиг.2) скважины. Такое положение деталей пакера будет сохраняться до установки спускаемой НКТ на клиновую подвеску. После наворачивания следующей спускаемой НКТ на предыдущую стоящую на клиновой подвеске колонну НКТ следует приподнять для снятия с клиновой подвески на высоту, равную или немного превышающую Нт (фиг.4), что обеспечит транспортное положение нижнего якорного узла. При подъеме колонны НКТ происходит следующее: нижний якорный узел (фиг.1), удерживаемый на стенках эксплуатационной колонны 34 (фиг.2) прижатыми к ней центраторами 25, будет оставаться на месте. Стволы 1, 2 начнут перемещение вверх относительно стоящего на месте нижнего якорного узла. Одновременно фиксатор 31 из точки Б (фиг.4) будет перемещаться относительно ствола 2 (фиг.1) вниз до соприкосновения с выступом IV (фиг.4) в точке В, после чего фиксатор 31 будет перемещаться наклонно по верхней стороне выступа IV (фиг.4), по длинному вертикальному участку I, наклонной стороне нижней выборки, образующей с длинным пазом тупой угол до точки А.

После снятия колоны НКТ с клиновой подвески происходит ее спуск, и стволы 1, 2 движутся вниз относительно нижнего якорного узла. Такое перемещение будет продолжаться до тех пор, пока фиксатор 31 не достигнет точки Б (фиг.4). После этого стволы 1, 2 и нижний якорный узел (фиг.1) начнут совместное перемещение вниз до установки очередной спускаемой НКТ на клиновую подвеску. Таким образом, при транспортном перемещении пакера вниз фиксатор 31 будет передвигаться в замкнутом контуре от точки Б (фиг.4) по верхней стороне выступа, длинному вертикальному участку до точки А, далее по короткому вертикальному и наклонному участкам до точки Б, обеспечивая транспортное положение нижнего якорного узла (фиг.1).

При достижении пакером планируемого интервала установки следует перевести нижний якорный узел из транспортного положения - в рабочее посредством следующих манипуляций: поднять колонну НКТ на высоту, не превышающую Нр (фиг.4). Одновременно фиксатор 31 (фиг.1) будет перемещаться из точки Б (фиг.4) вниз до соприкосновения с выступом IV, по верхней наклонной стороне выступа IV до длинного вертикального участка, по длинному вертикальному участку не ниже точки Г. Переключение из транспортного положения в рабочее может производиться от точки Е до точки Г. При расположении фиксатора 31 между точками Е и Г следует опустить колонну НКТ до установки (посадки) пакера. Одновременно фиксатор 31 (фиг.1) будет перемещаться вверх по длинному вертикальному участку I (фиг.4), стремясь достичь точки Д. Детали пакера будут изменять свое положение следующим образом: стволы 1, 2 (фиг.1), верхний якорный узел, верхний антиэкструзионный узел, узел уплотнений, нижний антиэкструзионный узел, конус опорный 19 будут перемещаться вниз относительно стоящего на месте нижнего якорного узла. При этом конус опорный 19 будет перемещаться вниз относительно стоящего на месте нижнего якорного узла до соприкосновения с плашками 23, которые под действием конуса опорного 19, преодолевая усилие пружин 24, начнут раздвигаться радиально до соприкосновения со стенкой эксплуатационной колонны 34 и фиксации на ней. Одновременно усилие от веса спускаемой колонны НКТ, воспринимаемое верхним стволом 1, будет передаваться через узкий выступ верхнего ствола, взаимодействующий с конусом разрезным 8, на стакан 14 и верхний антиэкструзионный узел, состоящий из конусной нижней части стакана 14, полиуретанового кольца 15 и кольца стального 16, далее на узел уплотнений, нижний антиэкструзионный узел и конус опорный 19, зафиксированный относительно стенки эксплуатационной колоны 34 нижним якорным узлом. Полиуретановые кольца 15 антиэкструзионных узлов, перемещаясь радиально по конусным поверхностям стальных колец 16, закроют зазоры между конусом опорным 19, стаканом 14 и стенкой эксплуатационной колонны 34 и исключат затекание в них резины манжет уплотнительных 17. Усилие от веса спускаемой колонны НКТ будет деформировать манжеты уплотнительные 17 и 18 таким образом, что они начнут заполнять пространство, ограниченное стенкой эксплуатационной колонны 34 и верхним и нижним антиэкструзионными узлами, разделяя внутреннее пространство эксплуатационной колонны 34 на герметично разобщенное надпакерное и подпакерное пространство.

При этом конус разрезной 8 будет оставаться прижатым к верхнему стволу 1 до того момента пока суммарное усилие упругих элементов узла уплотнений и антиэкструзионных узлов не превысит суммарного усилия колец разрезных 13, колец стопорных 9 и сил трения. В этот момент начнется следующее изменение взаимного положения деталей верхнего якорного узла: сегменты конуса разрезного 8 начнут перемещаться радиально по наклонной конусной поверхности узкого выступа верхнего ствола 1 и упора 10, преодолевая усилия сопротивления стопорных колец 9, колец разрезных 13 и сил трения, до выхода на цилиндрическую часть узкого выступа верхнего ствола 1. В этот момент конус разрезной 8 под действием сил сопротивления упругих элементов верхнего и нижнего антиэкструзионных узлов, узла уплотнений начнет мгновенное короткое ускоренное осевое перемещение навстречу верхнему стволу 1 и плашкам 6. Под действием движущихся навстречу друг другу конуса разрезного 8 и конусной муфты 3, плашки 6, преодолевая усилие верхнего пружинного кольца 7, начнут перемещаться радиально к стенке эксплуатационной колонны 34 (фиг.2) до врезания в нее и фиксации на ней верхнего якорного узла.

Для демонтажа пакера необходимо выполнить подъем спускаемой колонны НКТ. При этом будут происходить следующие перемещения деталей пакера: стволы 1 и 2, конусная муфта 3 будут перемещаться вверх, освобождая плашки 6, которые под действием верхнего пружинного кольца 7 перемещаются радиально к стволу 1 и выходят из соприкосновения с эксплуатационной колонной 34 (фиг.2). Одновременно исключается рабочий зазор hp (фиг.1), что способствует взаимодействию выступа конусной муфты 3 с гайкой кожуха 4 для обеспечения дополнительного усилия, способствующего разобщению плашек 6 и стенки эксплуатационной колонны 34 (фиг.2). Одновременно возвращаются в свое первоначальное положение сегменты конуса разрезного 8 (фиг.1), кольца стопорные 9, упор 10, кольца упорные 11, кольца разрезные 13, детали антиэкструзионных узлов 15, 16 и узла уплотнений 17, 18, конус опорный 19, который войдет в соприкосновение с цилиндрическим выступом ствола 2. Под действием пружины 24 плашки 21 выйдут из соприкосновения со стенкой эксплуатационной колонны 34 (фиг.2) скважины и прижмутся к нижнему стволу 2. Одновременно фиксатор 31 будет перемещаться по длинному вертикальному участку IV (фиг.4), наклонной части нижней выборки до точки А. После этого перемещение стволов 1 и 2 (фиг.1) относительно нижнего якорного узла прекратится и начнется их совместное перемещение вверх до установки колонны НКТ на клиновую подвеску, которое сопровождается движением колонны НКТ вниз. В это время нижний якорный узел фиксируется на эксплуатационной колонне 34 (фиг.2) при помощи центраторов 25, а стволы 1 и 2 перемещаются вниз, фиксатор 31 будет перемещаться из точки А (фиг.4) по короткому вертикальному участку II, наклонному участку III до точки Б, обеспечивая транспортное положение нижнего якорного узла при подъеме пакера из скважины.

Предложенная конструкция пакера обеспечивает установку пакера посредством осевых манипуляций колонны насосно-компрессорных труб, демонтаж за счет натяжения колонны насосно-компрессорных труб, исключение контактов плашек 6 и 23 со стенкой эксплуатационной колонны 34 (фиг.2) во время транспортировки пакера к месту установки, исключение заклинивания плашек 6 верхнего якорного узла при демонтаже пакера, исключение аварийных ситуаций из-за поломки пружин 26 центраторов 25, что в общем способствует повышению надежности работы пакера и сокращению времени и затрат на ремонт и эксплуатацию скважины.

Таким образом, изобретение позволяет повысить надежность и эффективность работы пакера в процессе его установки, эксплуатации и демонтажа в нефтяных и газовых скважинах.

1. Пакер механический, содержащий соединенные резьбой верхний ствол и нижний ствол, имеющий фигурный паз на его наружной поверхности с продольными короткими и длинными участками, на котором располагается нижний якорный узел, включающий корпус, к которому посредством резьбы присоединен нижний кожух с вставленными в него и подпружиненными радиально нижними плашками, причем в средней части корпуса выполнены прямоугольные окна, в которых установлены центраторы, подпружиненные радиально и удерживаемые верхней и нижней крышками, зафиксированными на корпусе посредством винтов, а в его нижней части выполнена кольцевая наружная канавка, посредством которой к нижней части корпуса присоединено кольцо разрезное, имеющее кольцевую внутреннюю канавку и наружный цилиндрический выступ, в которое посредством резьбы установлен фиксатор, а на верхнем стволе расположен с возможностью осевого перемещения по нему и опирающийся на цилиндрический выступ нижнего ствола конус опорный, над которым расположен нижний антиэкструзионный узел, в состав которого входят две металлические шайбы с наружными конусными поверхностями, посредством которых они взаимодействуют с установленным между ними полиуретановым кольцом, причем над нижним антиэкструзионным узлом расположены три резиновые уплотнительные манжеты, взаимодействующие между собой конусными поверхностями, над которыми расположен верхний антиэкструзионный узел, содержащий металлическую шайбу и полиуретановое кольцо, аналогичные расположенным в нижнем антиэкструзионном узле, а над ним расположен верхний якорный узел, включающий конусную муфту, закрепленную посредством резьбового соединения на верхнем конце верхнего ствола, к которой прикреплен посредством гайки верхний кожух с вставленными в него верхними плашками, стянутыми верхним пружинным кольцом, причем под плашками в верхнем кожухе расположен конус разрезной, сегменты которого стянуты двумя стопорными кольцами, и который опирается на упор, который, в свою очередь, опирается на пружинящий пакет, состоящий из двух крайних и одного среднего упорных колец, между которыми расположены два разрезных кольца, и которые все вместе расположены в стакане, имеющем наружную нижнюю конусную поверхность, являющуюся частью верхнего антиэкструзионного узла.

2. Пакер механический по п.1, отличающийся тем, что фигурный паз на наружной поверхности нижнего ствола выполнен замкнутым и имеет длинный и короткий вертикальные участки, которые в нижней части соединены выборкой, имеющей треугольную форму, вершина которой располагается на коротком вертикальном участке, а между длинным и коротким вертикальными участками выполнен выступ в виде параллелограмма.



 

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.

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.

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.

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 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.

Группа изобретений относится к системам кольцевой перемычки, предназначенной для расширения в кольцеобразном пространстве между трубной конструкцией скважины и внутренней стенкой ствола скважины. Кольцевая перемычка содержит трубный участок для установки в качестве участка трубной конструкции скважины, разжимную муфту, охватывающую трубный участок и имеющую внутреннюю поверхность, обращенную к трубному участку, причем каждый конец разжимной муфты соединен с соединительным участком, соединенным с трубным участком, а также промежуток между внутренней поверхностью муфты и трубным участком и элемент, соединенный с муфтой. При этом указанный элемент имеет первый участок и второй участок, которые расположены вблизи указанной внутренней поверхности, причем первый участок элемента прикреплен к указанной внутренней поверхности. Причем второй участок выдается в указанный промежуток из первого участка. Изобретение обеспечивает повышение сопротивления разрушению разжимной муфты. 4 н. и 15 з.п. ф-лы, 27 ил.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, а именно к устройствам для разобщения пластов в горизонтальной скважине при раздельной закачке в них различных реагентов. Устройство для обработки пластов в горизонтальной скважине содержит пакер, включающий проходной в осевом направлении корпус с фигурным пазом на наружной поверхности, обойму со штифтом и шлипсами, причем штифт установлен в фигурный паз и имеет возможность перемещения по траектории фигурного паза, и эластичную манжету, расположенную между верхней и нижней опорами. Верхняя опора корпуса пакера жестко соединена с разобщителем. Разобщитель включает ствол с радиальными отверстиями, с верхней и нижней резьбами и золотник, расположенный внутри ствола и соединенный с ним срезным элементом. Золотник снабжен осевым центральным отверстием и посадочным седлом для бросового элемента, сбрасываемого вовнутрь устройства перед обработкой пласта, находящегося выше пакера. Нижнее кольцо выполнено в виде крышки, навернутой на нижнюю резьбу ствола разобщителя. Снизу крышка снабжена наружной резьбой для соединения с корпусом проходного пакера, а по центру крышка снабжена жестко закрепленным на ней стержнем, направленным в сторону золотника, а также осевыми отверстиями по окружности. Пропускная способность этих отверстий больше пропускной способности центрального отверстия золотника, а стержень имеет возможность герметичного взаимодействия с осевым центральным отверстием золотника после посадки бросового элемента на седло золотника и осевого перемещения золотника относительно ствола разобщителя. Эластичная манжета выполнена в виде двух уплотнительных резиновых элементов, разделенных между собой металлической шайбой. Верхняя и нижняя опоры выполнены в виде тарелок с возможностью предотвращения затекания уплотнительных резиновых элементов за их пределы при посадке пакера. Верхняя и нижняя опоры оснащены усеченными конусами, нанизываемыми при посадке пакера на уплотнительные элементы эластичной манжеты. Усеченный конус верхней опоры направлен вершиной вниз, а усеченный конус нижней опоры направлен вершиной вверх. Ствол разобщителя оснащен двумя внутренними кольцевыми проточками, оснащенными разрезными пружинными стопорными кольцами, имеющими возможность фиксации золотника за его верхний торец после осевого перемещения золотника относительно ствола разобщителя. Бросовый элемент выполнен в виде штока, оснащенного снизу полусферой, выше которой на штоке жестко установлен центратор, выполненный разрезным из армированной резины, а выше центратора на штоке жестко установлено сплошное уплотнительное резиновое кольцо. Предлагаемое устройство для обработки пластов в горизонтальной скважине позволяет исключить негерметичную посадку пакера устройства в горизонтальном стволе скважины или потерю герметичности пакера в процессе работы устройства, а также расширить функциональные возможности работы устройства и повысить надежность его работы. 6 ил.

Изобретение относится к заглушкам для буровой скважины, в которой текучая среда течет вверх. Заглушка (102) со стенками (104) содержит трубу (112), которая может вводиться в буровую скважину (102), по меньшей мере одну диафрагму (106) из непроницаемого для текучих сред материала. Причем эта по меньшей мере одна диафрагма (106) непроницаемо для текучих сред зафиксирована на трубе (112). Причем эта по меньшей мере одна диафрагма (106) может принимать сложенное в направлении трубы (112) состояние и развернутое в направлении от трубы (112) и к стенкам (104) состояние. Причем труба (112) и указанная по меньшей мере одна диафрагма (106) выполнены таким образом, что в сложенном в направлении трубы (112) состоянии указанной по меньшей мере одной диафрагмы (106) имеется зазор (108) между указанной по меньшей мере одной диафрагмой (106) и стенками (104), когда труба (112) вводится в буровую скважину (102). Причем указанная по меньшей мере одна диафрагма (106) имеет по меньшей мере один фиксирующий элемент. При этом твердость указанного по меньшей мере одного фиксирующего элемента превосходит твердость стенок (104), так что указанный по меньшей мере один фиксирующий элемент (302) может проникать в стенки (104), когда указанная по меньшей мере одна диафрагма (106) прижимается к стенкам (104). При этом может обеспечиваться соединение с геометрическим замыканием между указанной по меньшей мере одной диафрагмой (106) и стенками (104). Кроме того, заглушка содержит активируемые средства. Причем активирование активируемых средств приводит к тому, что указанная по меньшей мере одна диафрагма (106) может принимать развернутое состояние в направлении от трубы (112) к стенкам (104). Техническим результатом является повышение эффективности перекрытия скважины при повреждениях. 3 з.п. ф-лы, 6 ил.
Наверх