Способ разобщения пластов в скважине профильным перекрывателем и устройство внутреннего радиального расширения участков профильной части труб перекрывателя для получения центраторов



Способ разобщения пластов в скважине профильным перекрывателем и устройство внутреннего радиального расширения участков профильной части труб перекрывателя для получения центраторов
Способ разобщения пластов в скважине профильным перекрывателем и устройство внутреннего радиального расширения участков профильной части труб перекрывателя для получения центраторов
Способ разобщения пластов в скважине профильным перекрывателем и устройство внутреннего радиального расширения участков профильной части труб перекрывателя для получения центраторов
Способ разобщения пластов в скважине профильным перекрывателем и устройство внутреннего радиального расширения участков профильной части труб перекрывателя для получения центраторов
Способ разобщения пластов в скважине профильным перекрывателем и устройство внутреннего радиального расширения участков профильной части труб перекрывателя для получения центраторов
Способ разобщения пластов в скважине профильным перекрывателем и устройство внутреннего радиального расширения участков профильной части труб перекрывателя для получения центраторов

 


Владельцы патента RU 2560039:

Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина (RU)

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.

 

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, а именно к технологии и средствам ликвидации зон осложнения при бурении скважин.

Известен способ разобщения пластов в скважине профильным перекрывателем, включающий профилирование составляющих его обсадных труб с образованием продольных гофр (складок) и цилиндрических концов, заполнение впадин гофр герметиком, свинчивание спрофилированных труб, спуск перекрывателя в необходимый интервал скважины, радиальное расширение его до диаметра скважины и развальцовывание (Нефтяное хозяйство. - №4. - 1982. - С.26-28).

Недостатком этого способа является то, что при расширении перекрывателя давлением изнутри выпуклые части гофр, упираясь в стенку скважины, препятствуют распространению герметика вокруг перекрывателя, вследствие чего он выдавливается в продольных направлениях по впадинам гофр, оставляя разгерметизированные участки, в результате чего не обеспечивается герметичность и надежность разобщения пластов.

Также известен способ разобщения пластов в скважине профильным перекрывателем (патент RU №2083798, МПК E21B 33/12, опубл. 10.07.1997 г.), являющийся наиболее близким по технической сущности к предлагаемому способу и включающий в себя профилирование составляющих его труб с образованием продольных гофр (складок) и цилиндрических концов, осаживание этих концов труб до диаметра описанной окружности их профильной части, заполнение складок гофр герметиком, свинчивание труб и спуск перекрывателя в необходимый интервал скважины, радиальное расширение перекрывателя внутренним давлением до диаметра скважины в интервале его установки и развальцовыванием, причем участки профильных частей концевых труб, прилегающие к их цилиндрическим концам, перед свинчиванием труб осаживают до диаметра описанной вокруг них окружности на 2-3% меньшего по сравнению с диаметром окружности, описанной вокруг их средней части, и по периметру осаженных профильных участков выполняют замкнутые ободья (рубцы) с высотой, при которой диаметр окружности, описанной вокруг этих ободьев (рубцов), приблизительно равен диаметру окружности, описанной вокруг средней профильной части труб.

Недостатками данного способа являются сложность выполнения замкнутых ободьев (рубцов) на профильной трубе, а также опасность отрыва приваренных к трубе элементов (проволоки, шин и т.п.) при спуске перекрывателя в скважину, что в последующем может привести к аварийной ситуации. Недостатком этого способа является также то, что при спуске перекрывателя в скважину выпуклые части гофр трутся о стенки скважины, и при этом удаляется слой нанесенного на гофры герметика. Вследствие этого после установки перекрывателя будет отсутствовать надежное разобщение пластов из-за перетоков жидкости вдоль перекрывателя в местах отсутствия герметика. Кроме этого, для развальцовывания перекрывателя в месте выполнения замкнутых рубцов (ободьев), где толщина перекрывателя значительно превышает толщину стенки профильной трубы, необходимы очень большие осевые и радиальные усилия, что ведет к неоправданным энергопотерям и нагрузкам на инструмент, вследствие чего возможны поломки и выход из строя инструмента (вальцевателя) в скважине. Кроме этого, по данному способу герметик закладывают в складки (впадины) гофр профильной трубы. При этом предполагается, что впоследствии при развальцовывании трубы герметик должен заполнить по всей окружности (периметру) замкнутые полости между стенкой скважины и профильной трубой в месте исполнения рубцов (ободьев). Как показывает практика данного способа нанесения герметика на профильную трубу, герметик не всегда полностью заполняет полости по всему периметру, и вследствие этого не достигается требуемая герметичность изоляции пласта.

Известно устройство для получения многогранных труб (патент RU №2473410, МПК B21D 39/20, B21D 41/02, опубл. 27.01.2013 г., БИ №3), являющееся наиболее близким по технической сущности к предлагаемому устройству и содержащее корпус с каналами для подачи рабочей жидкости, гидравлические цилиндры со штоками и установленные на штоках профильные пуансоны, а также снабженное полой штангой для подачи устройства внутрь трубной заготовки, пружинами сжатия для возврата пуансонов в исходное положение.

Недостатком данного устройства является невозможность одновременного выполнения следующих условий. Все (по количеству профилей трубы) гидравлические цилиндры, возвратные пружины и пуансоны должны умещаться во внутреннее пространство профильной трубы, при этом гидравлические цилиндры должны создавать усилие, необходимое для пластического деформирования стальной трубы, возвратные пружины должны быть достаточно мощными, чтобы предотвратить заклинивание пуансонов и обеспечить их возврат в исходное положение. Поэтому для профильных труб малого диаметра, имеющих небольшое внутреннее пространство, работа подобного устройства будет ненадежной.

Техническими задачами изобретения являются упрощение технологии изготовления центраторов (в прототипе - замкнутых ободьев (рубцов)) и повышение надежности их крепления на профильной трубе для предотвращения аварийных ситуаций при спуске перекрывателя в скважину. Кроме этого, технической задачей изобретения является повышение надежности работы герметика, нанесенного на профильную трубу, для изолирования пласта скважины. Также технической задачей является предотвращение сдирания герметика с выпуклостей гофр профильной трубы при спуске перекрывателя в скважину. Кроме этого, технической задачей изобретения является уменьшение нагрузок на инструмент (вальцеватель) при развальцовывании перекрывателя в месте выполнения замкнутых рубцов (ободьев) для предотвращения энергопотерь и возможных поломок и выхода инструмента из строя в скважине.

Указанные задачи решаются способом разобщения пластов в скважине профильным перекрывателем, включающим профилирование составляющих его труб с образованием продольных гофр и цилиндрических концов, изготовление центраторов на профильных участках труб, нанесение на профильные участки труб герметика, соединение труб и спуск перекрывателя в необходимый интервал скважины, радиальное расширение до диаметра скважины в интервале его установки и окончательное механическое прижатие к стенкам скважины.

Новым является то, что герметик наносят по периметру профильного участка целиком или с разрывами по длине, а центраторы выполняют 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 меньшего внутреннего диаметра скважины.

Технические задачи для реализации данного способа решаются устройством внутреннего радиального расширения участков профильной части труб перекрывателя для получения центраторов, включающим штангу, корпус с каналами для подачи внутрь рабочей жидкости, гидравлические цилиндры с поршнями и профильными пуансонами, выполненными с возможностью радиального перемещения относительно корпуса.

Новым является то, что 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, причем камеры между поршнями и заглушками выполнены с возможностью поочередной подачи рабочей жидкости, при этом 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.

Новым является также то, что пуансоны соединены с конусом поршня с возможностью перемещения вдоль его поверхности.

На фиг. 1 показана установка профильного перекрывателя в интервал зоны осложнения скважины.

На фиг. 2 изображены перекрыватель и устройство, выполняющее на перекрывателе местное радиальное расширение для получения центратора.

На фиг. 3 изображен разрез А-А фиг. 2.

На фиг. 4 изображено устройство внутреннего радиального расширения участков профильной части труб перекрывателя для получения центраторов.

На фиг. 5 в увеличенном масштабе изображен разрез Б-Б фиг. 4.

На фиг. 6 в увеличенном масштабе изображен разрез В-В фиг. 4, где пуансоны соединены с конусом поршня.

Предлагаемый способ разобщения пластов 1 (фиг. 1) в скважине 2 профильным перекрывателем 3 заключается в следующем. Входящие в компоновку перекрывателя 3 трубы 4 (фиг. 1, 2) профилируют известным способом с помощью протяжного механизма (не показан) и устройства для профилирования (не показано), оставляя концы 5 (фиг. 2) труб 4 цилиндрическими. В результате профилирования на трубе 4 образуется профильный участок 6, состоящий из продольных гофр (складок) 7 с выпуклостями 8 и впадинами 9. Количество гофр 7 может быть различным в зависимости от типа профильных труб 4 (на фиг. 2 показаны профильные трубы 4 с шестью гофрами 7). На цилиндрических концах 5 труб 4 изготавливается резьба 10 для обеспечения последующей сборки труб 4 в перекрыватель 3 (фиг. 1) необходимой длины. По всему периметру профильных участков 6 труб 4 (фиг. 2), целиком или с разрывами 11 по длине наносят герметик 12, который предназначен для надежной изоляции пласта 1 (фиг. 1) и предотвращения перетоков жидкости после установки перекрывателя 3 в скважину 2. С помощью устройства 13 (фиг. 2, 4), которое посредством штанги 14 подают внутрь профильной трубы 4 (фиг. 2), через 1-2 м или в разрывах 11 герметика 12 изготавливают центраторы 15 путем радиального расширения участков 6 профильной части труб 4 до диаметра окружности, описанной около наружной поверхности центратора 15, превышающего диаметр описанной окружности профильных участков 6 с герметиком 12, но меньшего внутреннего диаметра скважины 2 (фиг. 1). Затем подготовленные указанным образом трубы 4 (фиг. 1, 2) свинчивают с другими профильными трубами, располагая при этом трубы 4 с нанесенным герметиком 12 (фиг. 2) и центраторами 15 по концам перекрывателя 3 (фиг. 1), который потом на колонне бурильных труб 16 спускают в необходимый интервал 17 скважины 2. При спуске перекрывателя 3 в скважину 2 до интервала 17 его установки центраторы 15, соприкасаясь со стенками скважины 2, предотвращают обдирание герметика 12 с поверхности труб 4 перекрывателя 3. После спуска перекрывателя 3 в интервал 17 его установки подачей гидравлического давления внутрь перекрывателя 3 расширяют профили 6 труб 4, затем вальцевателем (не показан) развальцовывают цилиндрические 5 и недовыправленные внутренним давлением участки 6 профильных труб 4 и отсоединяют башмак 18. В процессе радиального расширения труб 4 внутренним гидравлическим давлением и развальцеванием слой герметика 12 по всему периметру плотно прижимается к стенкам скважины 2, что обеспечивает герметичность и надежность разобщения пластов 1. Центраторы 15 во время спуска перекрывателя 3 предотвращают нарушение герметика 12 от механического воздействия стенок скважины 2.

Устройство 13 (фиг. 2, 4) внутреннего радиального расширения участков 6 (фиг. 2) профильной части труб 4 для получения центраторов 15 состоит из штанги 14 (фиг. 2, 4), корпуса 19 (фиг. 4) с каналами 20 и 21 для подачи внутрь рабочей жидкости, гидравлических цилиндров 22 и 23 с поршнями 24 и 25 и профильными пуансонами 26, выполненными с возможностью радиального перемещения относительно корпуса 19. Корпус 19, заглушенный с двух концов заглушками 27, образует соосные цилиндры 22 и 23 на концах. Внутрь корпуса 19 вставлена штанга 14 с возможностью продольного герметичного перемещения. Поршни 24 и 25 вставлены соответственно внутрь цилиндров 22 и 23 и имеют возможность продольного перемещения, причем камеры 28 и 29 между соответственно поршнями 24 и 25 и заглушками 27 выполнены с возможностью поочередной подачи жидкости. При этом поршень 24 оснащен конусом 30 с клиньями 31, сужающимся в сторону пуансонов 26, и соединен со штангой 14 с возможностью осевого герметичного продольного перемещения при подаче жидкости в камеру 28 с раздвижением клиньями 31 на конусе 30 пуансонов 26 в рабочее положение. Второй поршень 25 жестко и герметично соединен со штангой 14 и выполнен с возможностью взаимодействия с торцом 32 конуса 30 первого поршня 24 и совместного продольного перемещения при подаче рабочей жидкости в камеру 29 с возвратом клиньев 31 конуса 30 первого поршня 24 и пуансонов 26 в транспортное положение.

Устройство 13 (фиг. 2, 4) работает следующим образом. Устройство 13 с помощью штанги 14 подают внутрь профильной трубы 4 (фиг. 2) к месту предполагаемого радиального расширения участка 6 профильной части труб 4 или в место разрыва 11 герметика 12. В камеру 28 (фиг. 4) по каналу 20 гидравлического цилиндра 22 подают рабочую жидкость. Под действием гидравлического давления поршень 24, воздействуя клиньями 31 конуса 30 (фиг. 3, 4) на пуансоны 26, выводит их в рабочее положение, при этом расширяя в радиальном направлении гофры 7 (рис.2, 3). Сбрасывают давление жидкости в камере 28 (фиг. 4). Затем подают рабочее давление жидкости в камеру 29 другого гидравлического цилиндра 23. Поршень 25, жестко установленный на штанге 14, перемещаясь в продольном направлении под действием гидравлического давления, взаимодействует с торцом 32 конуса 30 первого поршня 24 и возвращает клинья 31 (фиг. 4, 5, 6) конуса 30 поршня 24 (фиг. 4) в транспортное положение. Пуансоны 26 (фиг. 4, 5) устройства 13 (фиг. 4) возвращаются в транспортное положение при перемещении штанги 14 к новому нерасширенному профильному участку 6 (фиг. 2) на трубе 4. В устройстве 13 (фиг. 4) по пункту 3 формулы изобретения, где пуансоны 26 (фиг. 4, 6) соединены с конусом 30 с возможностью их перемещения вдоль его поверхности (например, Т-образным соединением 33 (фиг. 6), соединением "ласточкин хвост" (на фиг. не показано) и т.п.), возврат пуансонов 26 (фиг. 4, 6) в транспортное положение происходит одновременно с возвратом клиньев 31 конуса 30 с поршнем 24 (фиг. 4) при подаче рабочей жидкости в камеру 29 гидравлического цилиндра 23. После этого устройство 13 (фиг. 2) с помощью штанги 14 подают к следующему месту предполагаемого радиального расширения участка 6 профильной части труб 4 или в место разрыва 11 герметика 12.

Преимущество предлагаемого способа заключается в том, что он упрощает изготовление центраторов (в прототипе - замкнутых ободьев (рубцов)) на профильной трубе, исключает возможность отрыва приваренных к трубе элементов (проволоки, шин и т.п.) при спуске перекрывателя в скважину вследствие того, что центраторы выполняют радиальным расширением участков профильной части той же трубы. Преимуществом предлагаемого способа является также повышение надежности работы герметика, нанесенного на профильную трубу, при изолировании пласта скважины за счет того, что герметик наносится по всему периметру профильного участка, а не только во впадины гофр профильной трубы. Также преимуществом предлагаемого способа является предотвращение сдирания герметика с выпуклостей гофр профильной трубы из-за механического воздействия стенок скважины при спуске перекрывателя. Это решается выполнением центраторов с наружным диаметром, большим, чем диаметр описанной окружности около профильной трубы с нанесенным герметиком, но меньшим, чем диаметр скважины. Преимуществом данного способа является также уменьшение нагрузок на инструмент (вальцеватель) при развальцовывании перекрывателя в месте выполнения замкнутых рубцов (ободьев), где толщина перекрывателя значительно превышает толщину стенки профильной трубы, что ведет к неоправданным энергопотерям и также может привести к поломкам и выходу из строя инструмента (вальцевателя) в скважине. Это решается за счет уменьшения толщины перекрывателя в месте выполнения центраторов (замкнутых ободьев (рубцов) в прототипе) внутренним радиальным расширением участков профильной части трубы.

Преимуществами предлагаемого устройства внутреннего радиального расширения участков профильной части труб перекрывателя для получения центраторов по сравнению с прототипом являются возможность его применения для профильных труб малого диаметра, простота конструкции и надежность его работы.

1. Способ разобщения пластов в скважине профильным перекрывателем, включающий профилирование составляющих его труб с образованием продольных гофр и цилиндрических концов, изготовление центраторов на профильных участках труб, нанесение на профильные участки труб герметика, соединение труб и спуск перекрывателя в необходимый интервал скважины, радиальное расширение до диаметра скважины в интервале его установки и окончательное механическое прижатие к стенкам скважины, отличающийся тем, что герметик наносят по периметру профильного участка целиком или с разрывами по длине, а центраторы выполняют 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 меньшего внутреннего диаметра скважины.

2. Устройство внутреннего радиального расширения участков профильной части труб перекрывателя для получения центраторов, включающее штангу, корпус с каналами для подачи внутрь рабочей жидкости, гидравлические цилиндры с поршнями и профильными пуансонами, выполненными с возможностью радиального перемещения относительно корпуса, отличающееся тем, что 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, причем камеры между поршнями и заглушками выполнены с возможностью поочередной подачи рабочей жидкости, при этом 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.

3. Устройство по п. 2, отличающееся тем, что пуансоны соединены с конусом поршня с возможностью перемещения вдоль его поверхности.



 

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.

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.

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.

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.

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.

Группа изобретений относится к гидравлически устанавливаемым пакерам для установки в кольцевом пространстве ствола скважины и к способам их установки. Технический результат заключается в увеличении установочной силы на пакерующем элементе. Гидравлически устанавливаемый пакер для установки в кольцевом пространстве ствола скважины содержит шпиндель с внутренним каналом и внутренним окном, связывающим внутренний канал с областью снаружи шпинделя; пакерующий элемент, расположенный на шпинделе, имеющий первую и вторую стороны, причем пакерующий элемент является сжимаемым для соединения со стволом скважины; поршень, расположенный на шпинделе на первой стороне пакерующего элемента и образующий первую и вторую поршневые камеры, причем первая поршневая камера сообщается с внутренним окном; и пространство байпаса, соединяющее кольцевое пространство на второй стороне пакерующего элемента со второй поршневой камерой поршня на первой стороне пакерующего элемента. 3 н. и 20 з.п. ф-лы, 3 ил.

Изобретение относится к области нефтегазодобывающей промышленности и найдет применение при изоляции водопритоков в горизонтальном или наклонном участках стволов добывающих скважин. Способ изоляции притока вод в необсаженном горизонтальном участке ствола добывающей скважины включает извлечение из скважины насосного оборудования, спуск колонны труб в скважину, закачку через них водоизоляционного раствора с твердеющими свойствами, создание непроницаемого экрана в интервале водопроявляющего пласта и последующее вымывание водоизоляционного раствора из скважины обратной циркуляцией после начала схватывания водоизоляционного состава. После извлечения из добывающей скважины насосного оборудования проводят геофизические исследования и определяют длину интервала водопроявляющего пласта в необсаженном горизонтальном участке ствола скважины. Затем в необсаженный горизонтальный участок ствола скважины спускают дополнительную колонну труб, оборудованную сверху направляющей воронкой и уплотнительным пакером. Ниже уплотнительного пакера дополнительную колонну труб оснащают двумя водонабухающими пакерами длиной по 1 м каждый, соединенными между собой перфорированным патрубком длиной, равной длине интервала водопроявляющего пласта. Внутри дополнительной колонны труб за перфорированным патрубком устанавливают фиксатор. При этом после спуска дополнительной колонны труб в необсаженный горизонтальный участок ствола скважины и посадки уплотнительного пакера набухающие пакеры размещают на границах интервала водопроявляющего пласта. После ожидания набухания пакеров спускают колонну труб в скважину. Производят закачку водоизоляционного раствора по колонне труб через отверстия перфорационного патрубка в интервал водопроявляющего пласта с образованием водоизоляционного экрана. После чего закачиванием промывочной жидкости с созданием обратной циркуляции вымывают водоизоляционный раствор из дополнительной колонны труб скважины. Производят перфорацию дополнительной колонны труб до и после границ интервала водопроявляющего пласта. Затем в скважину на конце колонны труб спускают гидравлический разъединитель с расширяемой втулкой и обратным клапаном, пропускающим от забоя к устью скважины. При этом расширяемая втулка на концах оснащена уплотнительными кольцами. Спуск технологической колонны труб в скважину осуществляют до взаимодействия расширяемой втулки с фиксатором. После чего в технологической колонне труб создают избыточное давление и производят радиальное расширение наружу втулки до герметизации уплотнительными кольцами концов перфорированного патрубка дополнительной колонны труб. После чего производят отсоединение гидравлического разъединителя от расширяемой втулки и производят извлечение технологической колонны труб с гидравлическим разъединителем из скважины, спускают в скважину насосное оборудование и запускают скважину в работу. Техническим результатом является повышение надежности и эффективности реализации способа, повышение качества водоизоляционных работ, исключение обводнения горизонтального участка ствола скважины из интервала водопроявляющего пласта. 5 ил.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к способам герметизации эксплуатационной колонны в вертикальном, наклонном или горизонтальном стволе добывающей скважины. Технический результат заключается в повышении надежности и эффективности герметизации эксплуатационной колонны, а также в возможности реализации способов в наклонном или горизонтальном стволе скважины. Способ включает проведение геофизических исследований в скважине по определению интервала негерметичности эксплуатационной колонны, спуск на колонне труб в эксплуатационную колонну скважины верхнего и нижнего пакеров, соединенных между собой трубой, посадку верхнего и нижнего пакеров в скважине выше и ниже интервала негерметичности и извлечение колонны труб из скважины. При этом после определения интервалов негерметичности эксплуатационной колонны определяют верхний и нижний интервалы вырезания эксплуатационной колонны. Затем с устья скважины в эксплуатационную колонну спускают бурильную колонну, оснащенную снизу гидравлическим забойным двигателем и вырезающим устройством и 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 и заменяют вырезающее устройство на раздвижной расширитель и вновь спускают в эксплуатационную колонну скважины колонну бурильных труб с гидравлическим забойным двигателем и раздвижным расширителем на конце и последовательно сверху вниз производят удаление остатков разрушенного цементного камня сначала из верхнего, а затем из 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: жесткий центратор, нижний водонабухающий пакер, трубу, верхний водонабухающий пакер, разбуриваемый пакер с посадочным инструментом. Спускают компоновку на технологической колонне труб в эксплуатационную колонну скважины так, чтобы верхний и нижний водонабухающие пакеры размещались напротив верхнего и нижнего интервалов вырезания эксплуатационной колонны, и производят гидравлическую посадку разбуриваемого пакера в эксплуатационной колонне с помощью посадочного инструмента. Извлекают колонну труб с посадочным инструментом из эксплуатационной колонны скважины, при этом компоновка остается в заданном интервале эксплуатационной колонны скважины и осуществляют технологическую выдержку для набухания и пакеровки верхнего и нижнего водонабухающих пакеров в скважине. 4 ил.
Наверх