Пакер для создания гравийного фильтра



Пакер для создания гравийного фильтра
Пакер для создания гравийного фильтра
Пакер для создания гравийного фильтра
Пакер для создания гравийного фильтра
Пакер для создания гравийного фильтра
Пакер для создания гравийного фильтра

 


Владельцы патента RU 2554988:

Общество с ограниченной ответственностью "Научно-исследовательский институт природных газов и газовых технологий-Газпром ВНИИГАЗ" (RU)

Изобретение относится к нефтяной и газовой промышленности и может быть использовано в процессе заканчивания скважин и установки гравийно-намывных фильтров, а также при проведении капитального ремонта скважин. Пакер для создания гравийного фильтра включает перепускной узел, содержащий ниппель с боковыми отверстиями, перекрытыми втулкой, перемещающейся вдоль ниппеля, узел герметизации, включающий уплотняющую манжету со средствами заякоривания, сердечник, охватывающий манжету и расположенный внутри направляющей втулки и намывной узел, содержащий золотник. Сердечник и направляющая втулка выполнены с возможностью сжатия уплотнительной манжеты при их смещении друг относительно друга. Также пакер содержит намывную трубку, опирающуюся торцом на торец корпуса золотника намывного узла и проходящую внутри сердечника узла герметизации и внутри ниппеля перепускного узла с возможностью образования сквозного проходного канала внутри пакера. Намывной узел дополнительно содержит вставку с намывными окнами, расположенную между наружной поверхностью корпуса золотника и внутренней поверхностью цилиндрического основания, имеющего намывные окна. На боковой поверхности корпуса золотника выполнены два ряда технологических отверстий, причем технологические отверстия одного из рядов расположены напротив технологических отверстий, выполненных во вставке, жестко скрепленной с цилиндрическим основанием. Намывные окна основания расположены напротив намывных окон вставки. При этом с одной стороны вставка охватывает торцевую часть намывной трубки, а с другой стороны в ней выполнено сквозное отверстие, диаметр которого меньше диаметра намывной трубки. Причем сквозное отверстие выполнено с возможностью установки в нем промывочных трубок, используемых в сборке компоновки подземного оборудования для создания гравийного фильтра. Изобретение обеспечивает повышение надежности устройства. 6 ил.

 

Пакер для создания гравийного фильтра относится к нефтяной и газовой промышленности и может быть использован в процессе заканчивания скважин и установки гравийно-намывных фильтров, а также при проведении капитального ремонта скважин.

Известен пакер для создания гравийного фильтра, включающий перепускной узел, содержащий, по меньшей мере, ниппель с боковыми отверстиями, перекрытыми втулкой, перемещающейся вдоль ниппеля, расположенный ниже перепускного узла узел герметизации, включающий, по меньшей мере, уплотняющую манжету со средствами заякоривания, выполненными с возможностью крепления на обсадной колонне, сердечник, охватывающий уплотняющую манжету и расположенный внутри направляющей втулки, причем сердечник и направляющая втулка выполнены с возможностью сжатия уплотнительной манжеты при их смещении друг относительно друга, и установленный ниже узла герметизации намывной узел, содержащий, по меньшей мере, золотник, расположенный внутри цилиндрического основания (см. патент США №4638859, кл. Е21В 33/129, 1987 г.).

Недостатком известного устройства является его низкая надежность, обусловленная отсутствием возможности удаления излишков гравия по окончанию процесса его намыва при создании гравийного фильтра и сложностью конструкции устройства при отсутствии унификации его отдельных узлов.

Технический результат, на получение которого направлено предлагаемое изобретение, состоит в повышении надежности устройства за счет удаления излишков гравия по окончании процесса его намыва при создании гравийного фильтра и снижения сложности конструкции устройства при унификации его отдельных узлов.

Данный технический результат достигается за счет того, что пакер для создания гравийного фильтра, включающий перепускной узел, содержащий, по меньшей мере, ниппель с боковыми отверстиями, перекрытыми втулкой, перемещающейся вдоль ниппеля, расположенный ниже перепускного узла узел герметизации, включающий, по меньшей мере, уплотняющую манжету со средствами заякоривания, выполненными с возможностью крепления на обсадной колонне, сердечник, охватывающий уплотняющую манжету и расположенный внутри направляющей втулки, причем сердечник и направляющая втулка выполнены с возможностью сжатия уплотнительной манжеты при их смещении друг относительно друга, и установленный ниже узла герметизации намывной узел, содержащий, по меньшей мере, золотник, расположенный внутри цилиндрического основания, согласно изобретения, имеет намывную трубку, опирающуюся торцом на торец корпуса золотника намывного узла и проходящую внутри сердечника узла герметизации и внутри ниппеля перепускного узла с возможностью образования сквозного проходного канала внутри пакера, а намывной узел дополнительно содержит вставку с намывными окнами, расположенную между наружной поверхностью корпуса золотника и внутренней поверхностью цилиндрического основания, имеющего намывные окна, на боковой поверхности корпуса золотника выполнены два ряда технологических отверстий, причем технологические отверстия одного из рядов расположены напротив технологических отверстий, выполненных во вставке, жестко скрепленной с цилиндрическим основанием, намывные окна которого расположены напротив намывных окон вставки, при этом с одной стороны вставка охватывает торцевую часть намывной трубки, а с другой стороны в ней выполнено сквозное отверстие, диаметр которого меньше диаметра намывной трубки, причем сквозное отверстие выполнено с возможностью установки в нем промывочных трубок, используемых в сборке компоновки подземного оборудования для создания гравийного фильтра.

Сущность изобретения поясняется чертежами, причем на фиг.1 пакер для создания гравийного фильтра изображен в исходном положении, на фиг.2 пакер для создания гравийного фильтра показан в положении опрессовки узла герметизации, на фиг.3 пакер для создания гравийного фильтра изображен в положении удаления излишков гравия. На фиг.4 изображена соединенная с пакером компоновка подземного оборудования в исходном положении, на фиг.5 изображен пакер для создания гравийного фильтра в положении намыва гравия, на фиг.6 изображена компоновка забойного оборудования при намыве гравия.

На фиг.1-6 изображены перепускной узел 1, узел 2 герметизации, намывной узел 3, ловитель 4, муфта 5, уплотнительные кольца 6, 7, шары 8 и 9, ниппель 10, втулка 11, срезные винты 12, уплотнительное кольцо 13, перепускные отверстия 14, нижние якоря 15, клинья 16 нижних якорей, уплотнительная манжета 17, клинья 18 верхних якорей, верхние якоря 19, срезные винты 20, сердечник 21, шпоночное соединение 22, направляющая втулка 23 и срезные винты 24. На фигурах также показаны цилиндрическое основание 25 и вставка 26, обеспечивающие прохождение технологической жидкости в прямом и обратном направлениях, золотник 27, размещенный внутри вставки 26, два ряда технологических отверстий 28 и 29, намывные окна 30, технологические отверстия 31, срезные винты 32, патрубок 33 с закрепленными на его внутренней поверхности крюками 34, намывная трубка 35, которая предназначена для создания вместе с перепускным 1 и намывным 3 узлами двух раздельных каналов 36 и 37 с целью организации перекрестного потока прокачиваемой технологической жидкости. Кроме того, на фиг.4 и 6 изображена компоновка подземного оборудования, включающая башмак 38, обратный клапан 39, кольцевой клапан 40, трубу 41 зумпфа, рабочие фильтры 42, надфильтровые трубы 43 и разъединитель колонны 44, а также промывочные трубки 45 и рабочие трубы 46. На фиг.5 позициями 47 и 48 обозначены, соответственно, затрубное пространство, находящееся выше местоположения узла 3 герметизации, и затрубное пространство, расположенное ниже местоположения узла 3 герметизации. На фиг.6 позицией 49 показано кольцевое пространство между внутренней поверхностью трубы 41 зумпфа и внешней поверхностью промывочных трубок 45. На фиг.1 и 2 позицией 50 показаны намывные окна.

Пакер для создания гравийного фильтра состоит из перепускного узла 1, узла 2 герметизации, намывного узла 3. На фигурах 1-6 также показан ловитель 4. Между тем, совместно функционирующие перепускной узел 1, узел 2 герметизации и намывной узел 3 представляют собой кроссовер, который позволяет осуществить разделение потоков рабочей жидкости с целью организации прямой схемы намыва гравия в кольцевое пространство за скважинными фильтрами.

Перепускной узел 1 предназначен для сообщения трубного и затрубного пространств скважины выше узла 2 герметизации. Это способствует организации перекрестного потока рабочей жидкости, а также для опрессовки узла 2 герметизации.

Перепускной узел 1 включает в себя муфту 5, уплотнительные кольца 6, 7 и 13, ниппель 10, втулку 11.

В ниппеле 10 сделаны перепускные отверстия 14, перекрытые подвижной втулкой 11, которая зафиксирована срезными винтами 12. Благодаря разности площадей верхнего и нижнего сечений втулки 11 результирующее усилие на ней при создании избыточного давления в затрубном пространстве 47 скважины направлено вниз. Это приводит к срезу винтов 12, перемещению втулки 11 в ее крайнее нижнее положение и открытию перепускных отверстий 14.

Узел 2 герметизации предназначен для герметичного перекрытия кольцевого пространства между обсадной колонной и фильтровой компоновкой в скважине (см. фиг.4 и 6), а также для предотвращения перемещения пакера во время сооружения гравийного фильтра.

Конструкция узла 2 герметизации состоит из следующих элементов: нижних якорей 15, клиньев 16 нижних якорей, уплотнительной манжеты 17, клиньев верхних якорей 18, верхних якорей 19, сердечника 21 и направляющей втулки 23.

Передача крутящего момента на нижнюю часть фильтровой компоновки осуществляется посредством шпоночного соединения 22, состоящего из сердечника 21 и направляющей втулки 23.

Последовательность срабатывания нижних 15 и верхних 19 якорей, а также уплотнительной манжеты 17 обеспечивается срезными винтами 20 и 24 при увеличении осевой нагрузки, которая зависит от давления колонны рабочих труб 46 на пакер для создания гравийного фильтра. При этом последовательно происходит срез винтов 20 и выход нижних якорей 15, затем сжатие уплотнительной манжеты 17, срез винтов 24 и выход верхних якорей 19. Благодаря тому, что нижние якоря 15 выходят первыми и пакер фиксируется на обсадной колонне на нижележащую фильтровую компоновку, передается только начальная осевая нагрузка минимальной величины. Намывной узел 3 состоит из цилиндрического основания 25 и вставки 26, обеспечивающих прохождение технологической жидкости в прямом и обратном направлениях, а также подвески промывочных трубок 45. Золотник 27, входящий в намывной узел 3 и размещенный внутри вставки 26, имеет два ряда технологических отверстий 28 и 29. В исходном положении золотник 27 перекрывает намывные окна 30, а его нижний ряд технологических отверстий 28 совпадает с соответствующими технологическими отверстиями 31 во вставке 26. В исходном положении золотник 27 фиксируется от перемещения срезными винтами 32. После перекрытия проходного отверстия золотника 27 шаром 9 (см. фиг.3), сбрасываемым с устья скважины, и создания избыточного давления заданной величины внутри полости пакера происходит срез винтов 32, перемещение золотника 27 в нижнее положение под действием усилия, возникающего от давления жидкости, передаваемого на шар 9, и открытие намывных окон 30. Одновременно при перемещении золотника 27 происходит открытие верхнего ряда технологических отверстий 29 и закрытие нижнего ряда технологических отверстий 28.

Ловитель 4, показанный на всех фигурах изобретения, предназначен для предотвращения выноса потоком жидкости шара 9 при осуществлении промывки скважины методом обратной циркуляции при удалении излишков гравия.

Конструкция ловителя 4 состоит из патрубка 33 с закрепленными на его внутренней поверхности крюками 34, которые позволяют шару 9, сбрасываемому с поверхности скважины, беспрепятственно пройти сквозь них в прямом направлении (сверху вниз) и предотвращают его движение с потоком жидкости в обратном направлении.

Кроме того, в конструкции пакера для создания гравийного фильтра предусмотрена намывная трубка 35 (см. фиг.1), которая предназначена для создания с совместно функционирующими перепускным 1 и намывным 3 узлами двух раздельных каналов 36 и 37 с целью организации перекрестного потока прокачиваемой технологической жидкости.

Таким образом, пакер для создания гравийного фильтра включает в себя перепускной узел 1, содержащий, по меньшей мере, ниппель 10 с боковыми отверстиями 14, перекрытыми втулкой 11, перемещающейся вдоль ниппеля, расположенный ниже перепускного узла 1 узел герметизации 2, включающий, по меньшей мере, уплотняющую манжету 17 со средствами заякоривания, выполненными с возможностью закрепления на обсадной колонне, сердечник 21, охватывающий уплотняющую манжету и расположенный внутри направляющей втулки 23, причем сердечник 21 и направляющая втулка 23 выполнены с возможностью сжатия уплотнительной манжеты 17 при их смещении друг относительно друга, и установленный ниже узла 2 герметизации намывной узел 3, содержащий, по меньшей мере, золотник 27, расположенный внутри цилиндрического основания 25, при этом пакер имеет намывную трубку 35, опирающуюся торцом на торец корпуса золотника 27 намывного узла 3 и проходящую внутри сердечника 21 узла герметизации 2 и внутри ниппеля 10 перепускного узла 1 с возможностью образования сквозного проходного канала внутри пакера, а намывной узел дополнительно содержит вставку 26 с намывными окнами, расположенную между наружной поверхностью корпуса золотника 27 и внутренней поверхностью цилиндрического основания 25, имеющего намывные окна, на боковой поверхности корпуса золотника 27 выполнены два ряда технологических отверстий 28 и 29, причем технологические отверстия одного из рядов расположены напротив технологических отверстий, выполненных во вставке 26, жестко скрепленной с цилиндрическим основанием 25, намывные окна 50 которого расположены напротив намывных окон вставки 30, при этом с одной стороны вставка 26 охватывает торцевую часть намывной трубки 35, а с другой стороны в ней выполнено сквозное отверстие, диаметр которого меньше диаметра намывной трубки 35, причем сквозное отверстие выполнено с возможностью установки в нем промывочных трубок 45, используемых в сборке компоновки подземного оборудования для создания гравийного фильтра.

Пакер для создания гравийного фильтра функционирует следующим образом.

При сборке компоновки подземного оборудования, включающей (см. фиг.4) башмак 38, обратный клапан 39, кольцевой клапан 40, трубу зумпфа 41, рабочие фильтры 42, надфильтровые трубы 43 и разъединитель 44 колонны, к намывному узлу 3 присоединяются промывочные трубки 45. После этого пакер присоединяется к разъединителю 44 колонны, и компоновка подземного оборудования спускается в скважину до забоя на рабочих трубах 46 (насосно-компрессорных или бурильных).

В исходном состоянии пакера намывные окна 30 (см. фиг.1) и перепускные отверстия 14 находятся в закрытом состоянии, что позволяет производить промывку скважины прямой циркуляцией, что на фиг.4 показано стрелками. При этом после запакерования (посадки) пакера можно осуществлять и опрессовку узла 2 герметизации. После этого осуществляют промывку скважины прямой циркуляцией и замену бурового раствора (технологической жидкости). Буровой раствор закачивают в рабочие трубы 46 (насосно-компрессорные или бурильные), что показано на фиг.4. В этом случае буровой раствор проходит внутри пакера по намывной трубке 35, золотнику 27, промывочным трубкам 45 и через обратный клапан 39 и башмак 38 выходит в затрубное пространство 47 скважины и по нему поднимается на поверхность.

Для запакерования плавно передают на пакер для создания гравийного фильтра осевую нагрузку, зависящую от веса рабочих труб 46 (см. фиг.1-6). В этот момент последовательно, при увеличении осевой нагрузки, происходит срез винтов 20, выход и заякоривание на обсадной колонне нижних якорей 15, сжатие уплотнительной манжеты 17, срез винтов 24, выход и заякоривание верхних якорей 19.

Для опрессовки узла 2 герметизации в колонну рабочих труб 46 сбрасывают шар 8, который попадает в нижнюю часть вставки 26 и перекрывает проходное отверстие пакера для создания гравийного фильтра. Затем повышают давление в затрубном пространстве 47, которое находится выше, чем местоположение узла герметизации, до заданной величины. Так как проходное отверстие пакера перекрыто шаром 8, а намывные окна 30 и перепускные отверстия 14 находятся в закрытом состоянии, давление в затрубном пространстве падать не должно. Это свидетельствует о герметичности узла 2 герметизации. После этого повышают давление в затрубном пространстве 47 до значения, которое выше давления опрессовки до заданной величины. При этом происходит срез винтов 12 (см. фиг.2), перемещение втулки 11 и открытие перепускных отверстий 14. После этого жидкость из затрубного пространства 47 скважины заходит через перепускные отверстия 14 во внутренний канал пакера 37 и по нему проходит до намывного узла 3, где через технологические отверстия 31 во вставке 26 и отверстия 28 в золотнике 27 попадает во внутреннюю полость золотника 27 и канал 36, являющийся внутренней полостью намывной трубки 35. При этом ход движения жидкости в устройстве показан на фиг.2 стрелками. По каналу 36 жидкость попадает в рабочие трубы 46 и по ним выходит на поверхность скважины. Сигналом об открытии перепускных отверстий 14 служит резкое падение давления жидкости в затрубном пространстве 47 скважины и ее выход на поверхность из рабочих труб 46.

Далее в колонну рабочих труб 46 сбрасывают шар 9 (см. фиг.3), который садится на золотник 27, перекрывая его проходное сечение. При повышении давления в колонне рабочих труб 46 до заданной величины происходит срез винтов 32, перемещение золотника 27 в его нижнее положение (см. фиг.3, на котором золотник показан в нижнем положении), открытие намывных окон 30 и технологических отверстий 29. Сигналом об открытии отверстий 29 и окон 30 служит резкое падение давления жидкости в колонне рабочих труб 46 и ее выход на поверхность из затрубного пространства 47.

Сооружение гравийного массива (части гравийного фильтра) осуществляют методом прямой циркуляции. Ход формирования данного массива показан на фиг.5 стрелками. При этом гравийно-жидкостную смесь закачивают в колонну рабочих труб 46. Дойдя до шара 9, перекрывающего проходное отверстие в пакере для создания гравийного фильтра, гравийно-жидкостная смесь выходит в затрубное пространство 48, находящееся ниже узла 2 герметизации через намывные окна 30 намывного узла 3. Пройдя сквозь щели рабочих фильтров 42, являющихся экраном для гравия, жидкость-носитель (ход ее в устройстве показан на фиг.6 стрелками) по кольцевому пространству 49, образованному внутренней полостью трубы зумпфа 41 и промывочными трубками 45, проходит через кольцевой клапан 40 и по промывочным трубкам 45 поднимается до нижнего шара 8 и, приподнимая его, через технологические отверстия 29, канал 37 выходит в затрубное пространство 47 выше узла 2 герметизации через перепускные отверстия 14 и далее на поверхность, что демонстрируется стрелками на фиг.5.

Удаление излишков гравия из рабочих труб 46 осуществляется методом обратной циркуляции, что на фиг.3 показано стрелками. Технологическую жидкость подают в затрубное пространство 47, пройдя через перепускные отверстия 14, канал 37, технологические отверстия 29, поднимая верхний шар 9, по каналу 36 жидкость выходит по рабочим трубам 46 на поверхность, вынося частицы гравия. При этом шар 9 удерживается от выноса потоком жидкости на поверхность в ловителе 4.

При необходимости перевод скважины на утяжеленный раствор технологической жидкости производится аналогично, методом обратной циркуляции.

Замена технологического оборудования эксплуатационным производится в заглушенной скважине путем отворота разъединителя колонны 44 и подъема рабочих труб 46 с пакером для создания гравийного фильтра (см. фиг.6).

Спуск компоновки эксплуатационного оборудования, включающей верхнюю часть разъединителя колонны и эксплуатационный циркуляционный клапан, а также при необходимости ингибиторный клапан и клапан-отсекатель, осуществляется на нососно-компрессорных трубах.

Использование данного изобретения позволяет повысить надежность устройства за счет удаления излишков гравия по окончанию процесса его намыва при создании гравийного фильтра и снижения сложности конструкции устройства при повышенном уровне унификации его отдельных узлов.

Пакер для создания гравийного фильтра, включающий перепускной узел, содержащий, по меньшей мере, ниппель с боковыми отверстиями, перекрытыми втулкой, перемещающейся вдоль ниппеля, расположенный ниже перепускного узла, узел герметизации, включающий, по меньшей мере, уплотняющую манжету со средствами заякоривания, выполненными с возможностью закрепления на обсадной колонне, сердечник, охватывающий уплотняющую манжету и расположенный внутри направляющей втулки, причем сердечник и направляющая втулка выполнены с возможностью сжатия уплотнительной манжеты при их смещении друг относительно друга, и установленный ниже узла герметизации намывной узел, содержащий, по меньшей мере, золотник, расположенный внутри цилиндрического основания, отличающийся тем, что он имеет намывную трубку, опирающуюся торцом на торец корпуса золотника намывного узла и проходящую внутри сердечника узла герметизации и внутри ниппеля перепускного узла с возможностью образования сквозного проходного канала внутри пакера, а намывной узел дополнительно содержит вставку с намывными окнами, расположенную между наружной поверхностью корпуса золотника и внутренней поверхностью цилиндрического основания, имеющего намывные окна, на боковой поверхности корпуса золотника выполнены два ряда технологических отверстий, причем технологические отверстия одного из рядов расположены напротив технологических отверстий, выполненных во вставке, жестко скрепленной с цилиндрическим основанием, намывные окна которого расположены напротив намывных окон вставки, при этом с одной стороны вставка охватывает торцевую часть намывной трубки, а с другой стороны в ней выполнено сквозное отверстие, диаметр которого меньше диаметра намывной трубки, причем сквозное отверстие выполнено с возможностью установки в нем промывочных трубок, используемых в сборке компоновки подземного оборудования для создания гравийного фильтра.



 

Похожие патенты:

Устройство для герметизации ствола скважины содержит узел скважинного фильтра, имеющий верхний конец и сегмент неперфорированной несущей трубы рядом с верхним концом, съемный элемент, механический пакер и перепускной инструмент и набухающий пакер.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности. Предназначено для разобщения ствола обсадной колонны скважины между погружным насосом и оборудованием для сепарирования добываемой жидкости от механических примесей.

Изобретение относится к мостовой пробке для размещения в скважине, ограниченной обсадной колонной. Мостовая пробка включает в себя компонент целостности для поддержания якорной целостности или структурной целостности в скважине во время создающего давления использования в ее верхней части, причем упомянутый компонент выполнен с возможностью по существу растворения в скважине и из материала, содержащего химически активный металл, выбранный из группы, состоящей из алюминия, кальция и магния, и легирующий элемент.

Изобретение относится к горному делу и может быть применено для гидроразрыва горной породы. Устройство состоит из корпуса с каналом, установленных на нем упругих уплотнительных элементов, между которыми размещена поршневая пара с уплотнительными кольцами, и стопорящей гайки.

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.

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

Группа изобретений относится к системам кольцевой перемычки, предназначенной для расширения в кольцеобразном пространстве между трубной конструкцией скважины и внутренней стенкой ствола скважины.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть использовано для разобщения полостей скважин пакерами с радиальным расширением под действием осевого давления.

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.

Изобретение относится к нефтяной и газовой промышленности и может быть использовано для испытания пакера, имеющего в конструкции резиновый надувной элемент, устанавливаемый в скважине.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности. Предназначено для разобщения ствола обсадной колонны скважины между погружным насосом и оборудованием для сепарирования добываемой жидкости от механических примесей, а также может быть использовано в процессе освоения и эксплуатации нефтяных и газовых скважин. Гидравлический пакер содержит шток с резьбовыми концами, установленный на штоке узел герметизации, содержащий упор, подвижную обойму и расположенный между ними уплотнительный элемент, и гидропривод, включающий гидроцилиндр и систему клапанов. При этом концевая часть подпружиненного поршня гидроцилиндра расположена во внутренней расточке подвижной обоймы. На крышке гидроцилиндра установлены шаровой обратный клапан и дифференциальный клапан, гидравлически связанные между собой общей камерой, сообщающейся с выходом погружного насоса. При этом дифференциальный клапан снабжен радиальным каналом, который при остановке погружного насоса связывает надпоршневую полость гидроцилиндра с межтрубным пространством. Изобретение обеспечивает усовершенствование конструкции гидравлического пакера, повышение удобства обслуживания. 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 радиальным расширением под действием осевого давления. Пакер опорный включает подвижно соединенные ствол и хвостовик. Ствол оснащен уплотнительными манжетами и зафиксированным на нем механическим заякоривающим устройством, расположенным выше уплотнительных манжет. Якорь состоит из взаимодействующих между собой конуса с резьбовыми отверстиями, плоских плашек, сжимаемых браслетной пружиной, и плашкодержателя. В резьбовых отверстиях конуса установлены срезные штифты. На наружной поверхности ствола под срезные штифты выполнена кольцевая канавка. Уплотнительные манжеты разобщены промежуточными шайбами с двухсторонними тарельчатыми торцами и ограничены упорами с тарельчатым торцом. Верхний из которых соединен с конусом заякоривающего устройства, а нижний - с хвостовиком. Плашкодержатель снабжен кожухом, внутри которого размещена цилиндрическая пружина сжатия с возможностью нажима на плашкодержатель относительно пары полукольцевых сухариков, установленных в кольцевой канавке, выполненной на наружной поверхности ствола, при взаимодействии плоских плашек с конусом заякоривающего устройства. В верхнем упоре выполнена расточка, в которой перемещается вторая пара полукольцевых сухариков, установленных в кольцевой канавке, выполненной на наружной поверхности ствола, ограничивающих продольное перемещение ствола с плашкодержателем при сжатии уплотнительных манжет после разрушения срезных штифтов. К нижнему концу ствола дополнительно присоединена втулка, подвижно расположенная в хвостовике с возможностью продольного перемещения ствола на величину сжатия уплотнительных манжет в процессе их фиксации и закрепления заякоривающего устройства в скважине. Изобретение обеспечивает повышение надежности фиксации пакера в стволе скважины и возможность поблочного монтажа скважинных установок. 2 з.п. ф-лы, 1 ил.

Изобретение относится к изоляции зон осложнения при бурении скважин. Способ разобщения пластов в скважине профильным перекрывателем включает профилирование составляющих его труб, изготовление центраторов на профильных участках труб, нанесение герметика, соединение труб, спуск перекрывателя в необходимый интервал, расширение и прижатие к стенкам скважины. При этом профилирование происходит с образованием продольных гофр и цилиндрических концов. герметик наносится по периметру профильного участка целиком или с разрывами по длине. Центраторы выполнены внутренним радиальным расширением участков профильной части через 1-2 м или в разрывах герметика с получением диаметра описанной окружности центратора, превышающего диаметр описанной окружности профильных участков с герметиком, но меньше внутреннего диаметра скважины. Устройство внутреннего радиального расширения участков профильной части труб перекрывателя для получения центраторов включает в себя штангу, корпус с каналами для подачи внутрь рабочей жидкости, гидравлические цилиндры с поршнями и профильными пуансонами, выполненными с возможностью радиального перемещения относительно корпуса. Корпус выполнен в виде полого заглушенного с двух концов стакана с соосными цилиндрами на концах. Штанга вставлена внутрь корпуса с возможностью продольного герметичного перемещения. Два поршня вставлены внутрь цилиндров с возможностью продольного перемещения. Камеры между поршнями и заглушками выполнены с возможностью поочередной подачи рабочей жидкости. Один из поршней оснащен конусом, сужающимся в сторону пуансонов, соединен со штангой с возможностью осевого герметичного перемещения при подаче рабочей жидкости в соответствующую камеру с раздвижением клиньями конуса пуансонов в рабочее положение. Второй поршень жестко и герметично соединен со штангой и выполнен с возможностью взаимодействия с торцом конуса первого поршня и совместного продольного перемещения при подаче рабочей жидкости в соответствующую камеру с возвратом клиньев с первым поршнем и пуансонов в транспортное положение. Изобретение обеспечивает большую надежность и герметичность разобщения пластов. 2 н. и 1 з.п. ф-лы, 6 ил.

Группа изобретений относится к нефтяной и газовой промышленности, а именно к вариантам уплотнительных элементов пакера. Уплотнитель пакера выполнен из эластичных оболочек и металлической втулки. По первому варианту уплотнитель содержит, по крайней мере, две концентрично расположенные цилиндрические эластичные оболочки. Эластичные оболочки выполнены отличающимися друг от друга по высоте и сечению стенки. При этом наружная оболочка по сравнению с внутренней имеет большую высоту и толщину стенки. Высота металлической втулки, которая располагается между оболочками, имеет меньшую высоту, чем высота внутренней оболочки. По второму варианту каждая из эластичных оболочек имеет один или более наклонных участков, в которых диаметр изменяется непрерывно или дискретно. При этом наклонные участки у наружной оболочки расположены на ее внутренней поверхности, а у внутренней оболочки - на наружной. У металлической втулки на примыкающих к этим участкам имеются такие же наклонные поверхности. Так же уплотнитель может содержать, по крайней мере, одну эластичную оболочку. В данном варианте эластичная оболочка располагается на внешней стороне втулки, которая на обеих торцевых поверхностях по ее внешней стороне имеет кольцевые проточки, в которые разъемно или неразъемно помещены кольцевые уплотнители, изготовленные из эластичного материала. Изобретение позволяет повысить надежность уплотнения. 4 н. и 2 з.п. ф-лы , 5 ил.

Изобретение относится к области разработки нефтяных месторождений, пласты которых представлены водонасыщенными и нефтенасыщенными зонами и предназначено для изоляции заколонных перетоков и водонасыщенных зон в скважинах, в том числе с горизонтальным стволом. Технический результат - повышение качества изоляции заколонных перетоков и водонасыщенных зон за счет отсечения нефтенасыщенной зоны с обеих сторон при минимальных затратах средств. По способу осуществляют разбуривание месторождения скважинами, пересекающими пласт с водонасыщенными и нефтенасыщенными зонами. Исследуют нефтеводонасыщенные зоны пласта и интервалы их залегания. Осуществляют спуск и крепление обсадной колонны с последующей перфорацией пласта в нефтенасыщенной зоне пласта. Последовательно, начиная со стороны забоя скважины, вырезают в обсадной колонне два участка - напротив начального и конечного интервала нефтенасыщеннной зоны. Участки вырезают от границ водонефтяного контакта равными интервалами в водонасыщенной и нефтенасыщенной зонах. Последовательно, начиная со стороны забоя скважины, расширяют вырезанные участки обсадной колонны скважины раздвижным расширителем со шламоуловителем. Извлекают из скважины компоновку для расширения вырезанных участков обсадной колонны. Затем на устье скважины снизу вверх собирают компоновку, состоящую из водонефтенабухающего пакера, собранного из водонабухающего патрубка длиной, равной длине вырезанного интервала обсадной колонны в водонасыщенной зоне пласта и нефтенабухающего патрубка длиной, равной длине вырезанного интервала обсадной колонны в нефтенасыщенной зоне пласта, трубы и глухого разбуриваемого пакера. Спускают компоновку в скважину и устанавливают водонефтенабухающий пакер напротив ближайшего к забою вырезанного участка обсадной колонны. Производят посадку глухого разбуриваемого пакера в обсадной колонне и извлекают колонну труб с посадочным инструментом из скважины. Затем на устье скважины снизу вверх собирают компоновку, состоящую из водонефтенабухающего пакера, собранного из нефтенабухающего патрубка длиной, равной длине вырезанного интервала обсадной колонны в нефтенасыщенной зоне пласта и водонабухающего патрубка длиной, равной длине вырезанного интервала обсадной колонны в водонасыщенной зоне пласта, трубы и проходного разбуриваемого пакера. Спускают компоновку в скважину и устанавливают водонефтенабухающий пакер напротив вырезанного участка обсадной колонны. Производят посадку проходного разбуриваемого пакера в обсадной колонне и извлекают колонну труб с посадочным инструментом из скважины. Оставляют водонефтенабухающие пакера на технологическую выдержку в течение 14 суток для изоляции вырезанных участков обсадной колонны скважины. 4 ил.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, а именно к устройствам для разобщения пластов в горизонтальной скважине при раздельной закачке в них различных реагентов. Технический результат заключается в исключении негерметичной посадки пакера устройства в горизонтальном стволе скважины или потери герметичности пакера в процессе работы устройства, а также в расширении функциональных возможностей работы устройства и повышении надежности его работы. Устройство для обработки пластов в горизонтальной скважине содержит пакер, включающий проходной в осевом направлении корпус с эластичной манжетой, сверху корпус пакера жестко соединен с разобщителем, включающим ствол с радиальными отверстиями с верхней и нижней резьбами, золотник, расположенный внутри ствола и соединенный с ним срезным элементом, и стержень, золотник снабжен посадочным седлом для бросового элемента, сбрасываемого вовнутрь устройства перед обработкой пласта, находящегося выше пакера, нижнее кольцо, выполненное в виде крышки, навернутой на нижнюю резьбу ствола разобщителя, причем снизу крышка снабжена наружной резьбой для соединения с корпусом проходного пакера. На проходном корпусе пакера выполнены зубчатые насечки, а ниже на проходном корпусе выполнены сквозные пазы, причем на наружной поверхности проходного корпуса установлен толкатель, оснащенный стопорным кольцом выше зубчатых насечек проходного корпуса, при этом толкатель посредством срезных винтов, установленных в сквозные пазы проходного корпуса, соединен с подвижным седлом, установленным внутри проходного корпуса, при этом подвижное седло оснащено обратным клапаном, пропускающим снизу вверх, причем толкатель имеет возможность осевого воздействия на эластичную манжету, выполненную сборной из чередующихся резиновых и металлических колец с осевым сжатием и радиальным расширением наружу резиновых колец эластичной манжеты пакера, при этом при осевом перемещении вниз толкателя совместно с подвижным седлом относительно проходного корпуса толкатель имеет возможность фиксации стопорным кольцом в зубчатых насечках проходного корпуса с разрушением срезных винтов подвижного седла, причем нижнее металлическое кольцо зафиксировано к проходному корпусу срезным элементом. Золотник снизу снабжен жестко закрепленным к нему стержнем, а также осевыми отверстиями по окружности, причем крышка снабжена осевым центральным отверстием, имеющим возможность герметичного взаимодействия со стержнем золотника, при этом бросовый элемент выполнен в виде продавочной пробки, причем ствол разобщителя оснащен двумя внутренними кольцевыми проточками, оснащенными разрезными пружинными стопорными кольцами, имеющими возможность фиксации продавочной пробки за ее верхний торец после осевого перемещения золотника относительно ствола разобщителя. 4 ил.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к способам герметизации эксплуатационной колонны. Технический результат заключается в повышении надежности и эффективности герметизации эксплуатационной колонны, достижении минимального сокращения проходного сечения эксплуатационной колонны с возможностью проведения по мере необходимости технологических операций при ремонте скважины и исследовании пласта. Способ герметизации эксплуатационной колонны включает проведение геофизических исследований в скважине по определению интервала негерметичности эксплуатационной колонны, спуск в эксплуатационную колонну скважины верхнего и нижнего пакеров, соединенных между собой трубой на посадочном инструменте, посадку верхнего и нижнего пакеров в скважине выше и ниже интервала негерметичности, извлечение посадочного инструмента из скважины. После определения интервала негерметичности эксплуатационной колонны выше и ниже интервала негерметичности эксплуатационной колонны проведением геофизических исследований определяют верхний и нижний интервалы вырезания эксплуатационной колонны и длину каждого интервала, с устья скважины в эксплуатационную колонну спускают бурильную колонну, оснащенную снизу гидравлическим забойным двигателем и вырезающим устройством, осуществляют резку эксплуатационной колонны сверху вниз сначала в верхнем интервале вырезания эксплуатационной колонны, а затем в нижнем интервале вырезания эксплуатационной колонны, поднимают колонну бурильных труб с гидравлическим забойным двигателем и вырезающим устройством на устье скважины, вновь спускают в эксплуатационную колонну скважины колонну бурильных труб с раздвижным расширителем на конце, вращают колонну бурильных труб с устья скважины и последовательно сверху вниз производят очистку от остатков разрушенного цементного камня сначала верхнего, а затем нижнего интервалов вырезания эксплуатационной колонны, после чего извлекают колонну бурильных труб с раздвижным расширителем из эксплуатационной колонны скважины, на устье скважины снизу вверх собирают компоновку: механический якорь, нижний водонабухающий пакер длиной, равной длине нижнего интервала вырезания эксплуатационной колонны, трубу длиной, равной расстоянию между интервалами вырезания, верхний водонабухающий пакер длиной, равной длине верхнего интервала вырезания эксплуатационной колонны, центратор, левый переводник, спускают компоновку на посадочном инструменте в эксплуатационную колонну скважины так, чтобы верхний и нижний водонабухающие пакеры размещались напротив верхнего и нижнего интервалов вырезания эксплуатационной колонны, производят посадку механического якоря и разгружают компоновку на механический якорь, после чего вращают посадочный инструмент и отсоединяют посадочный инструмент от компоновки, извлекают посадочный инструмент из эксплуатационной колонны скважины, при этом компоновка остается в заданном интервале эксплуатационной колонны скважины, осуществляют технологическую выдержку для набухания и пакеровки верхнего и нижнего водонабухающих пакеров в скважине. 4 ил.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к способам герметизации эксплуатационной колонны. Технический результат заключается в повышении надежности и эффективности герметизации эксплуатационной колонны, достижении минимального сокращения проходного сечения эксплуатационной колонны с возможностью проведения по мере необходимости технологических операций при ремонте скважины и исследовании пласта. Способ герметизации эксплуатационной колонны включает проведение геофизических исследований в скважине по определению интервала негерметичности эксплуатационной колонны, спуск в эксплуатационную колонну скважины верхнего и нижнего пакеров, соединенных между собой трубой на посадочном инструменте, посадку верхнего и нижнего пакеров в скважине выше и ниже интервала негерметичности, извлечение посадочного инструмента из скважины. После определения интервала негерметичности эксплуатационной колонны выше и ниже интервала негерметичности эксплуатационной колонны проведением геофизических исследований определяют верхний и нижний интервалы вырезания эксплуатационной колонны и длину каждого интервала, с устья скважины в эксплуатационную колонну спускают бурильную колонну, оснащенную снизу гидравлическим забойным двигателем и вырезающим устройством, осуществляют резку эксплуатационной колонны сверху вниз сначала в верхнем интервале вырезания эксплуатационной колонны, а затем в нижнем интервале вырезания эксплуатационной колонны, поднимают колонну бурильных труб с гидравлическим забойным двигателем и вырезающим устройством на устье скважины, вновь спускают в эксплуатационную колонну скважины колонну бурильных труб с раздвижным расширителем на конце, вращают колонну бурильных труб с устья скважины и последовательно сверху вниз производят очистку от остатков разрушенного цементного камня сначала верхнего, а затем нижнего интервалов вырезания эксплуатационной колонны, после чего извлекают колонну бурильных труб с раздвижным расширителем из эксплуатационной колонны скважины, на устье скважины снизу вверх собирают компоновку: механический якорь, нижний водонабухающий пакер длиной, равной длине нижнего интервала вырезания эксплуатационной колонны, трубу длиной, равной расстоянию между интервалами вырезания, верхний водонабухающий пакер длиной, равной длине верхнего интервала вырезания эксплуатационной колонны, центратор, левый переводник, спускают компоновку на посадочном инструменте в эксплуатационную колонну скважины так, чтобы верхний и нижний водонабухающие пакеры размещались напротив верхнего и нижнего интервалов вырезания эксплуатационной колонны, производят посадку механического якоря и разгружают компоновку на механический якорь, после чего вращают посадочный инструмент и отсоединяют посадочный инструмент от компоновки, извлекают посадочный инструмент из эксплуатационной колонны скважины, при этом компоновка остается в заданном интервале эксплуатационной колонны скважины, осуществляют технологическую выдержку для набухания и пакеровки верхнего и нижнего водонабухающих пакеров в скважине. 4 ил.

Пакерный узел может содержать уплотнительный элемент для кольцевого пространства и концевое кольцо, имеющее на своей основной части пластинки, смещающиеся радиально наружу при расширении уплотнительного элемента наружу в радиальном направлении. Способ уплотнения кольцевого пространства в подземной скважине может включать расположение следующих друг за другом в окружном направлении пластинок, так что они проходят поверх уплотнительного элемента пакерного узла радиально наружу, и отгибание пластинок наружу в радиальном направлении при разбухании уплотнительного элемента. Концевое кольцо содержит по меньшей мере одну съемную вставку, имеющую круговую часть с пластинками. Причем первую часть пластинок формируют на концевом кольце; и устанавливают в указанное концевое кольцо съемную вставку, на которой сформирована вторая часть пластинок. Вторая часть пластинок перекрывается с первой частью пластинок, когда вставка установлена в концевом кольце. Отсоединение вставки образует зазор между следующими друг за другом в окружном направлении пластинками, тем самым позволяя проложить линию через пакерный узел. Другой пакерный узел может содержать уплотнительный элемент для кольцевого пространства, разбухающий при контакте с требуемым флюидом в скважине, и концевое кольцо, имеющее съемную часть, сцепляющуюся с основной частью концевого кольца посредством запорных профилей. Достигаемый результат обеспечение надежности и удобства эксплуатации пакерного узла. 3 н. и 15 з.п. ф-лы, 19 ил.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, а именно к устройствам для разобщения пластов в скважине при раздельной закачке в них различных реагентов. Технический результат заключается в повышении надежности и эффективности работы устройства. Устройство для обработки пластов в скважине содержит основной пакер с манжетой и проходным корпусом, дополнительный пакер с дополнительной манжетой и цилиндрической втулкой, причем проходной корпус основного пакера и цилиндрическая втулка дополнительного пакера соединены между собой полым стволом с радиальными каналами, разнесенными по высоте, превышающей толщину пласта, при этом длина полого ствола позволяет перекрывать основным и дополнительным пакерами с двух сторон наибольший из пластов скважины, глухую перегородку, установленную на нижнем конце проходного корпуса основного пакера, полый корпус. 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, причем внутри цилиндрической втулки дополнительного пакера жестко установлен палец со сквозными отверстиями снизу, при этом сверху в цилиндрическую втулку дополнительного пакера 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, причем полая втулка подпружинена вверх относительно цилиндрической втулки дополнительного пакера, а снизу полая втулка оснащена седлом, на котором размещен шар, при этом сверху полая втулка телескопически установлена в полый корпус и зафиксирована срезным элементом в исходном положении, а в рабочем положении полая втулка имеет возможность ограниченного осевого перемещения вниз относительно полого корпуса и цилиндрической втулки дополнительного пакера, сжатия пружины, фиксации полой втулки относительно цилиндрической втулки и герметичного отсечения радиального отверстия полой втулки внутренней поверхностью цилиндрической втулки дополнительного пакера с подъемом шара выше седла полой втулки после взаимодействия полой втулки с неподвижным пальцем цилиндрической втулки дополнительного пакера и перепуска жидкости сверху вниз через сквозные отверстия пальца и радиальные отверстия полого ствола в обрабатываемый пласт, при этом полый корпус сверху оснащен сбивным клапаном. 2 ил.
Наверх