Устройство для изоляции пластов в скважине



Устройство для изоляции пластов в скважине
Устройство для изоляции пластов в скважине

 


Владельцы патента RU 2544211:

Общество с ограниченной ответственностью "Научно-технический центр "ЗЭРС" (ООО "НТЦ "ЗЭРС") (RU)

Изобретение относится к нефтяной и газовой промышленности и может быть использовано для изоляции пластов в скважине при ее креплении. Устройство включает полый корпус с верхним радиальным отверстием, по меньшей мере одним, нижним радиальным отверстием, по меньшей мере одним, наружным продольным пазом, по меньшей мере одним. Верхнее радиальное отверстие перекрыто срезным штифтом. Нижнее радиальное отверстие перекрыто кольцевой подпружиненной втулкой с внутренней кольцевой проточкой. Снаружи корпуса помещен кожух, образующий с ним кольцевую камеру. Устройство содержит переключатель положений с профилированным пазом, в котором помещена часть полого срезного штифта снаружи корпуса. В нижней части устройства, ниже профилированного паза корпуса, помещен пакер. Кольцевая втулка и переключатель положений устройства соединены между собой подвижным соединением и помещены в кольцевой камере с возможностью перемещения, при гидравлическом сообщении полости корпуса с профилированным пазом, по коду переключателя. Один из этих кодов содержит такое положение устройства, при котором полость корпуса гидравлически сообщена с полостью пакера через нижние отверстия корпуса, внутреннюю кольцевую проточку кольцевой втулки и наружный продольный паз корпуса. Изобретение обеспечивает повышение надежности работы устройства и расширение области применения. 2 ил.

 

Изобретение относится к нефтяной и газовой промышленности и может быть использовано для изоляции пластов в скважине при ее креплении.

Известно устройство для изоляции пластов в скважине, включающее полый корпус с радиальным отверстием, перекрытым полым срезным штифтом, пакер гидравлического действия, втулку, установленную на корпусе и образующую с ним кольцевую полость, рабочую втулку, размещенную в кольцевой полости, переключатель положения устройства с фигурным пазом и пальцем, один конец которого связан с корпусом, а другой конец размещен в фигурном пазе (RU 2182957, 27.05.2002).

Недостатком известного устройства является его низкая надежность работы, обусловленная необходимостью заполнения полости уплотнительного узла через отверстие полого срезного штифта с малой пропускной способностью. Кроме того, нарушение герметичности устройства, что вероятно в зоне пальца, в процессе цементирования может привести к преждевременному срабатыванию уплотнительного узла и в результате к аварийной ситуации.

Техническим результатом изобретения является повышение надежности работы устройства и расширение области его применения.

Необходимый технический результат достигается тем, что устройство для изоляции пластов в скважине включает полый корпус с верхним радиальным отверстием, по меньшей мере одним, перекрытым полым срезным штифтом, нижним радиальным отверстием, по меньшей мере одним, перекрытым кольцевой подпружиненной втулкой с внутренней кольцевой проточкой, наружным продольным пазом, по меньшей мере одним, кожух, помещенный снаружи корпуса и образующий с ним кольцевую камеру, переключатель положений устройства с профилированным пазом, в котором помещена часть полого срезного штифта снаружи корпуса, пакер, помещенный в нижней части устройства ниже профилированного паза корпуса, при этом кольцевая втулка и переключатель положений устройства соединены между собой подвижным соединением и помещены в кольцевой камере с возможностью перемещения, при гидравлическом сообщении полости корпуса с кольцевой камерой, по коду переключателя, один из которых обеспечивает такое положение устройства, при котором полость корпуса гидравлически сообщена с полостью пакера через нижние отверстия корпуса, внутреннюю кольцевую проточку кольцевой втулки и наружный продольный паз корпуса.

На фиг.1 изображено устройство в исходном транспортном положении, на фиг.2 - схема различных позиций устройства.

Устройство (см. фиг.1) включает полый корпус 1 с верхним радиальным отверстием 2, по меньшей мере одним, перекрытым полым срезным штифтом 3, нижним радиальным отверстием 4, по меньшей мере одним, перекрытым кольцевой подпружиненной втулкой 5 с внутренней кольцевой проточкой 6, наружным продольным пазом 7, по меньшей мере одним, кожух 8, помещенный снаружи корпуса 1 и образующий с ним кольцевую камеру 9, переключатель положений устройства 10 с профилированным пазом 11, в котором помещена часть полого срезного штифта 3 снаружи корпуса 1. В нижней части устройства ниже профилированного паза 7 корпуса 1 помещен пакер 12 (показан условно). Кольцевая втулка 5 и переключатель положений устройства 10 соединены между собой подвижным соединением и помещены в кольцевой камере 9 с возможностью перемещения по коду переключателя 10 при гидравлическом сообщении полости корпуса 1 с кольцевой камерой 9. Один из кодов переключателя 10 обеспечивает такое положение устройства, при котором полость корпуса 1 гидравлически сообщена с полостью пакера 12 через нижние отверстия 4 корпуса 1, внутреннюю кольцевую проточку 6 кольцевой втулки 5 и наружный продольный паз 7 корпуса 1.

Кроме того, кольцевая втулка 5 имеет радиальные отверстия 13, а переключатель положений устройства 10 имеет кольцевую канавку 14. В радиальных отверстиях 13 и кольцевой канавке 14 помещены шарики 15, обеспечивая подвижное соединение кольцевой втулки 5 и переключателя положений устройства 10.

Кольцевая втулка 5 подпружинена пружиной 16, например, относительно пакера 12. Эта втулка может быть подпружинена относительно корпуса 1 или кожуха 8.

Для обеспечения герметичности устройства предусмотрены уплотнительные элементы, например кольца 17.

Позициями П1-П6 (на фиг.2) обозначены различные положения переключателя, а именно:

П1 - транспортное положение;

П2 - положение после прохождения через устройство разделительной пробки;

П3 - положение после сброса давления в обсадной колонне;

П4 - положение в момент приведения в действие пакера;

П5 - положение после сброса давления в обсадной колонне;

П6 - страховочное положение для непредвиденного повышение давления, например, при ремонтных работах в скважине.

Устройство работает следующим образом. После спуска обсадной колонны с устройством по изобретению в скважину и закачки в колонну расчетного объема тампонажного раствора в эту колонну пускают разделительную пробку (на фиг. не показана), которая, срезая полый штифт 3, перемещается вниз по обсадной колонне до посадки на «стоп»-кольцо. После срезания полого штифта 3 жидкость из полости колонны, под действием избыточного давления поступая в кольцевую камеру 9, частично перемещает переключатель 10 и кольцевую втулку 5, сжимая при этом пружину 16. Часть полого штифта 3, находящаяся в профилированном пазе 11 переключателя 10, проворачивает последний в позицию 2 - П2 (см. фиг.2), в котором он остается до окончания процесса цементирования скважины. При этом клапанная система пакера остается закрытой, т.к. кольцевая втулка 5 частично перемещается по корпусу, и разгерметизации уплотнительного кольца не происходит. После окончания процесса цементирования скважины давление в обсадной колонне снимают, и кольцевая втулка 5, под действием сжатой пружины 16 частично проворачивая переключатель 10, устанавливает его в позицию 3 - ПЗ. При повторном повышении давления в обсадной колонне переключатель 10 и кольцевая втулка 5, сжимая пружину 16, перемещаются, переключатель при этом занимает позицию 4 - П4, т.е. происходит увеличенный ход кольцевой втулки 5, и жидкость через нижние радиальные отверстия 4, кольцевую проточку 6, совмещенную с продольным пазом 7, по меньшей мере одним, поступает в полость уплотнительного элемента пакера 12 с необходимым расходом жидкости.

После сброса давления в колонне кольцевая втулка 5, под действием пружины 16 частично проворачивая переключатель 10, устанавливает его в позицию 5 - П5. При дальнейших повышениях давления в обсадной колонне (например, ремонтных работах в скважине) происходит осевое перемещение переключателя 10 в позицию 6 - П6. При этом доступ жидкости к уплотнительному элементу пакера 12 исключен.

Устройство для изоляции пластов в скважине, включающее полый корпус с верхним радиальным отверстием, по меньшей мере одним, перекрытым полым срезным штифтом, нижним радиальным отверстием, по меньшей мере одним, перекрытым кольцевой подпружиненной втулкой с внутренней кольцевой проточкой, наружным продольным пазом, по меньшей мере одним, кожух, помещенный снаружи корпуса и образующий с ним кольцевую камеру, переключатель положений устройства с профилированным пазом, в котором помещена часть полого срезного штифта снаружи корпуса, пакер, помещенный в нижней части устройства ниже профилированного паза корпуса, при этом кольцевая втулка и переключатель положений устройства соединены между собой подвижным соединением и помещены в кольцевой камере с возможностью перемещения, при гидравлическом сообщении полости корпуса с кольцевой камерой, по кодам переключателя, один из которых содержит такое положение устройства, при котором полость корпуса гидравлически сообщена с полостью пакера через нижние отверстия корпуса, внутреннюю кольцевую проточку кольцевой втулки и наружный продольный паз корпуса.



 

Похожие патенты:

Изобретение относится к области крепления нефтяных и газовых скважин, а именно к способам приготовления тампонажного раствора в промысловых условиях с использованием активаторов цементного раствора гидроструйно-механического действия типа «струя в струю».

Способ может быть использован в области сооружения газовых скважин на месторождениях и подземных хранилищах природного газа, попутного нефтяного газа, гелия, углекислого и других газов.

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при строительстве горизонтальной скважины. Обеспечивает увеличение производительной части скважины, зоны ее питания и увеличение дебита скважины.

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при строительстве нефтяных скважин с горизонтальным окончанием, предназначенных для эффективной разработки сложнопостроенных и слабопроницаемых нефтенасыщенных пластов.

Изобретение относится к устройствам для цементирования скважин и бурения на обсадных трубах. Техническим результатом является обеспечение возможности передачи крутящего момента на долото вправо.

Изобретение относится к устройствам для цементирования потайных обсадных колонн - хвостовиков обсадных колонн. Узел циркуляции для хвостовика обсадной колонны включает корпус, помещенный в нижней части транспортировочной колонны выше узла ее соединения с хвостовиком.

Изобретение относится к строительству и эксплуатации скважин различного назначения и, в частности, к креплению нефтяных и/или газовых скважин хвостовиками обсадных колонн.

Изобретение относится к области бурения скважин, а именно к устройствам для воздействия вибрацией на тампонажный раствор с целью обеспечения его оптимального размещения в заколонном пространстве при креплении скважин.

Изобретение относится к области сооружения газовых скважин на месторождениях и подземных хранилищах природного газа, попутного нефтяного газа, гелия, углекислого и других газов и может быть использовано при цементировании газовых скважин.
Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при ступенчатом цементировании скважины. При ступенчатом цементировании скважины проводят цементирование первой ступени, ввод в колонну нижней пробки для открытия циркуляционных отверстий цементировочной муфты ступенчатого цементирования, периодическую промывку ствола скважины через циркуляционные отверстия в период ожидания затвердения цемента первой ступени, цементирование второй ступени с вводом в колонну верхней пробки для закрытия циркуляционных отверстий цементировочной муфты ступенчатого цементирования. При цементировании первой ступени продавливают тампонажный цемент порциями бурового раствора, воды и снова бурового раствора с установкой тампонажного цемента в затрубном пространстве выше муфты ступенчатого цементирования, а порции воды в обсадной колонне в интервале цементировочной муфты ступенчатого цементирования, при ожидании затвердения цемента первой ступени проводят циклическую циркуляцию бурового раствора по обсадной колонне через цементировочную муфту ступенчатого цементирования с выходом на устье через затрубное пространство до полного удаления тампонажного цемента в интервале цементировочной муфты ступенчатого цементирования, после затвердения тампонажного цемента первой ступени при цементировании второй ступени по обсадной колонне прокачивают порцию буферного раствора и расчетный объем тампонажного цемента, размещают верхнюю пробку и продавливают технической водой до размещения пробки в интервале цементировочной муфты ступенчатого цементирования и перекрытия отверстий последней, повышают давление в обсадной колонне на 0,5-1,5 МПа выше рабочего при закачке до закрытия отверстий цементировочной муфты ступенчатого цементирования и проводят ожидание затвердения цемента, а при освоении скважины разбуривают верхнюю пробку. В качестве буферного раствора используют водный раствор поверхностно-активного вещества и триполифосфата натрия. 1 з.п. ф-лы, 3 пр.

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при строительстве скважины. В способе строительства горизонтальной скважины ведут бурение наклонно-направленного ствола через горные породы, спуск верхней обсадной колонны, цементирование заколонного пространства за верхней обсадной колонной, бурение горизонтального ствола из верхней обсадной колонны в нижний нефтяной пласт, спуск нижней обсадной колонны с частичным размещением последней в нижней части верхней обсадной колонны, цементирование заколонного пространства за нижней обсадной колонной, перфорацию горизонтального ствола, спуск в верхнюю обсадную колонну колонны насосно-компрессорных труб с пакером с установкой пакера и башмака колонны насосно-компрессорных труб в верхней обсадной колонне над нижней обсадной колонной и проведение гидроразрыва в горизонтальном стволе. В составе верхней обсадной колонны в интервале верхнего продуктивного пласта используют обсадные трубы повышенной толщины, где размещают пакер. При проведении гидроразрыва нижнего нефтяного пласта создают давление над пакером, допустимое на верхнюю обсадную колонну. Затем производят одновременный сброс давления ниже и выше пакера, проводят перфорирование верхней обсадной колонны в интервале верхнего нефтяного пласта, освоение скважины. Высоту цементного кольца между верхом пакера и нижним нефтяным пластом определяют из соотношения: , где Ргрп - давление гидроразрыва пласта, МПа; Рнп - давление в надпакерном пространстве в процессе гидроразрыва пласта, МПа; L - высота цементного кольца между верхом пакера и нижним нефтяным пластом, м; 2 - коэффициент надежности цементного кольца, МПа/м. Обеспечивается исключение перетоков по трещине гидроразрыва, смятия эксплуатационной колонны выше места установки пакера и снижение обводненности добываемой продукции. 1 ил, 1 пр.
Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при строительстве скважины с горизонтальным окончанием. Обеспечивает ликвидацию аварийности при спуске хвостовика в условиях осыпания пород в скважине. Перед спуском хвостовика проводят заполнение горизонтального окончания глинистым раствором повышенной вязкости. Хвостовик снабжают центраторами в наиболее плотных частях интервалов зон осыпания и спускают на бурильных трубах с колонным разъединителем до интервала в начале горизонтального окончания с малой скоростью, не оставляя колонну без движения. При спуске хвостовика периодически выполняют выравнивание бурового раствора. По окончании спуска проводят технологическую выдержку до прихватывания хвостовика, контролируют прихватывание хвостовика, промывают хвостовик и заколонное пространство, отворачивают бурильные трубы от хвостовика, наворачивают цементировочную головку, прокачивают по хвостовику цементный раствор в заколонное пространство и проводят цементирование заколонного пространства хвостовика. После подъема бурильных труб проводят технологическую выдержку для схватывания и твердения цемента, разбуривают остатки цемента в хвостовике и элементы оснастки хвостовика, промывают и осваивают скважину. 1 пр.

Изобретение относится к тампонажным растворам, используемым для цементирования обсадных колонн нефтяных, газовых и газоконденсатных скважин, осложненных наличием пластов с низким давлением гидроразрыва. Облегченный тампонажный материал содержит цемент ПЦТ-I-100, облегчающую добавку - вспученный вермикулит, техническую соль, химический реагент Крепь, при следующем соотношении компонентов, мас.%: цемент ПЦТ-I-100 - 84,75; вермикулит - 9,42; Крепь - 1,13; NaCl - 4,7. Технический результат - предотвращение гидроразрыва в процессе цементирования скважин за счет улучшения параметров тампонажного цемента, повышение прочности цементного камня при низких и умеренных температурах на ранней стадии твердения при одновременном снижении плотности тампонажного раствора. При затворении тампонажного раствора - вспученный вермикулит, техническая соль. 1 табл.
Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при ликвидации скважины. Обеспечивает цементирование кондуктора ликвидируемой скважины с сохранением целостности эксплуатационной колонны. Способ цементирования кондуктора включает создание отверстий в кондукторе выше его башмака и нагнетание цементного раствора через отверстия. На устье скважины герметизируют пространство между кондуктором и эксплуатационной колонной. Отверстия в кондукторе создают одновременной перфорацией эксплуатационной колонны и кондуктора через эксплуатационную колонну. Затем разобщают эксплуатационную колонну в интервале ниже подошвы кондуктора, по эксплуатационной колонне через перфорационные отверстия и заколонное пространство кондуктора прокачивают цементный раствор и разбуривают место разобщения эксплуатационной колонны. В период тепловыделения при твердении цементного раствора, закаченного в заколонное пространство кондуктора, проводят термометрию по эксплуатационной колонне, анализируют термограмму, интервалы с увеличенными значениями температуры отмечают как зацементированные. 1 пр.

Изобретение относится к области тампонирования (цементирования) скважин различного назначения, в частности тампонирования нефтяных и газовых скважин. Устройство содержит несущий элемент, втулку, жестко связанную с несущим элементом и размещенную под ним, первый эластичный запорный элемент, размещенный во втулке, цементировочную головку, расположенную на устье скважины на первой обсадной трубе, и второй эластичный запорный элемент, размещенный в цементировочной головке. Несущий элемент выполнен в виде «стоп-кольца» с осевым сквозным каналом. В нижней части несущего элемента выполнено нижнее посадочное седло, в верхней части - верхнее посадочное седло. Втулка выполнена с радиальными отверстиями. Первый эластичный запорный элемент выполнен с возможностью регулирования потока тампонажного раствора во время тампонирования обсадной колонны и предотвращения обратного перетока этого раствора в обсадную колонну после окончания тампонирования обсадной колонны. Цементировочная головка выполнена с осевым сквозным каналом и имеет стопорное устройство. Второй эластичный запорный элемент имеет плотность меньше плотности тампонажного раствора и выполнен с возможностью перемещения из цементировочной головки по всей обсадной колонне на верхнее посадочное седло несущего элемента и фиксации момента «стоп». Техническим результатом изобретения является повышение надежности работы, обеспечение герметичности устройства, недопущение оставления цементного стакана в обсадной колонне и оголения башмака, уменьшение трудозатрат, экономия материальных средств. 17 з.п. ф-лы, 2 ил.

Изобретение относится к буровой технике, а именно к устройству для спуска оборудования в скважину, оборудованную хвостовиком, который был спущен и зацементирован при помощи устройства с левым разъединителем (с левой резьбой), и предназначено для проведения работ в скважине, например, гидроразрыва, закачки других реагентов в продуктивный пласт или других работ. Устройство для спуска оборудования в скважину, оборудованную хвостовиком, содержит транспортирующий переводник и гайку с резьбой, соединенные между собой шлицевым соединением, средства для соединения с бурильными трубами с одной стороны и с хвостовиком с другой стороны и узел для разъединения, выполненный с возможностью разгрузки торцевой поверхностью на опорный подшипник и с возможностью поворота при разъединении. Гайка выполнена разрезной, состоящей из подпружиненных плашек, которые имеют возможность ограниченного синхронного радиального и осевого перемещения по шлицам на транспортирующем переводнике. Осевое перемещение гайки ограничено упорами. Плашки и воронка хвостовика выполнены с левой упорной резьбой с трапециевидным профилем, повернутым на 180 градусов относительно друг друга. Изобретение обеспечивает возможность многократного соединения транспортирующего переводника с воронкой хвостовика при проведении гидроразрыва или других работ, и передачи крутящегося момента переводнику при разъединении насосно-компрессорных труб или бурильных труб по окончании работ. 6 ил.

Изобретение относится к средствам контроля операций изоляции скважин. Техническим результатом является обеспечение возможности контроля установки пакера в скважине. Предложен способ определения того, правильно ли была выполнена операция изоляции в скважине, содержащий следующие шаги: располагают в стволе скважины трубную обсадку, на стенке которой содержится по меньшей мере один датчик давления, обращенный к кольцевой области, заключенной между наружной поверхностью указанной трубной обсадки и внутренней поверхностью стенки ствола скважины или между наружной поверхностью указанной трубной обсадки и внутренней поверхностью другой трубной обсадки, в которой находится указанная трубная обсадка; выполняют в скважине операцию изоляции в указанной кольцевой области, причем при выполнении в скважине операции изоляции устанавливают пакер в кольцевой области таким образом, чтобы вынудить уплотнительный элемент пакера герметично упереться в обсадную колонну, в которой расположена указанная трубная обсадка, или в стенку ствола скважины. Далее, способ содержит этап, на котором контролируют давление флюида в кольцевой области во время операции изоляции в скважине посредством по меньшей мере одного датчика давления и передают данные о давлении флюида в кольцевой области ниже по стволу скважины относительно уплотнительного элемента, причем обнаруженное со временем падение давления в кольцевой области ниже по стволу скважины относительно уплотнительного элемента указывает на наличие утечки за пакером. Раскрыта также трубная обсадка для реализации указанного способа. 2 н. и 39 з.п. ф-лы, 12 ил.

Изобретение относится к области нефтедобычи, в частности к ремонту скважин. Техническим результатом является повышение эффективности осуществления ремонта скважин. Предложен способ цементирования дополнительной колонны, включающий в себя этапы, на которых: проводят геофизические исследования скважины для определения состояния ЭК, местоположений интервалов нарушений и интервалов перфорации; спускают и устанавливают компоновку дополнительной колонны в скважину на глубину, определенную в соответствии с результатами геофизических исследований; спускают в скважину оборудование для закачки цементного раствора; осуществляют подготовку расчетного объема цементного раствора и закачку его в дополнительную колонну; осуществляют закачку в дополнительную колонну продавочной жидкости таким образом, чтобы цементный раствор заполнил межколонное пространство; оставляют скважину на время ожидания затвердевания цемента. При этом на основании результатов геофизических исследований определяют длину цементируемой дополнительной колонны, количество и места установки уплотнительных устройств на дополнительной колонне из расчета их последующего расположения на расстоянии 8-12 м выше и ниже интервалов нарушений и на расстоянии 8-12 м над верхней границей интервала перфорации. А сборку компоновки дополнительной колонны выполняют путем установки уплотнительных устройств в соответствии с данными, полученными на этапе определения мест установки уплотнительных устройств, и путем установки жестких центраторов выше и ниже от уплотнительных устройств, причем установку уплотнительных устройств осуществляют следующим образом: на дополнительную колонну снизу одевают верхнее ограничительное кольцо, резиновую уплотнительную манжету самоуплотняющегося типа, конусообразный упор с жесткими лепестками и зазорами, обеспечивающими проход цементного раствора, причем ограничительное кольцо и конусообразный упор жестко закрепляют на дополнительной колонне. 2 з.п. ф-лы, 2 ил.

Изобретение относится к области строительства и эксплуатации нефтяных и газовых скважин, в частности к устройствам для цементирования обсадных колонн. Технический результат - повышение качества цементирования обсадных колонн за счет обеспечения возможности закачки и продавки цемента в затрубное пространство при одновременном вращении обсадной колонны и ее расхаживании. Устройство включает полый цилиндрический корпус с боковым каналом, нижнюю разделительную пробку с проходным каналом, оснащенную сверху посадочным седлом под верхнюю разделительную пробку и соединенную с корпусом, колонну труб, соединенную с корпусом. Корпус выполнен с возможностью размещения на устье скважины. Посредством резьбы корпус соединен с верхним приводом для передачи вращения обсадной колонне в процессе цементирования и сверху оснащен посадочным местом под верхнюю разделительную пробку. Между разделительными пробками в корпусе выполнен боковой канал. На наружной поверхности корпуса напротив бокового канала выполнена цилиндрическая проточка. Она снаружи перекрыта гильзой. Гильза герметично установлена снаружи корпуса с возможностью неподвижного состояния относительно обсадной колонны при вращении корпуса. Гильза снабжена боковым патрубком, который сообщен через цилиндрическую проточку с боковым каналом. Имеется центральный патрубок с технологической выборкой для среза, сообщающий полость корпуса и проходной канал нижней разделительной пробки. 2 ил.
Наверх