Уплотнитель пакера и пакер с этим элементом



Уплотнитель пакера и пакер с этим элементом
Уплотнитель пакера и пакер с этим элементом
Уплотнитель пакера и пакер с этим элементом
Уплотнитель пакера и пакер с этим элементом
Уплотнитель пакера и пакер с этим элементом

 


Владельцы патента RU 2564718:

Андряков Евгений Иванович (RU)

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 нефтяной и газовой промышленности, а именно к уплотнительным элементам пакера и способу его установки в устройствах, применяемых для герметичного разобщения интервалов обсадной колонны.

Известен уплотнитель пакера, выполненный в виде втулки, изготовленный из эластичного материала (патент RU №2190082, E21B 33/12, 2002 г.) Однако этот уплотнитель характеризуется низкой тепло- и термостойкостью, это приводит к тому, что материал уплотнителя размягчается и затягивается в зазор между обсадной трубой и пакером, в результате уплотнитель разрушается, а герметичность интервалов нарушается.

Известен уплотнитель пакера, выполненный в виде втулки, изготовленный из эластичного материала, армированный по высоте уплотнительного элемента спиральной пружиной (патент US №3252707, кл. 277-181, 1966 г.).

Известен также уплотнитель пакера, выполненный в виде втулки, изготовленный из эластичного материала, армированный спиральной пружиной, которая размещена в массиве уплотнителя вдоль его торцевой поверхности (патент RU №2473780, E21B 33/12, 2013 г.).

Все известные решения уплотнителя пакера или не приводили к желаемому результату, или не возможно было их серийное производство. Поэтому проблему выдавливания уплотнительного элемента, изготовленного из эластичного материала в виде втулки, в зазор пытались решить, изменяя конструкцию уплотнительного узла пакера.

Известен пакер, включающий установленные на штоке над и под уплотнительным элементом с конусами и основаниями раздвижные элементы, которые имеют входящие в выточку основания, выступы и проточку с размещенным в ней с натяжением эластичным кольцом (патент RU №2223384, E21B 33/12, 2003 г.)

Однако из-за невысокой прочности связи эластичного кольца с основанием возможно его выдавливание из выточки, что может привести к заклиниванию пакера в обсадной трубе.

Известен пакер, в котором уплотнительные эластичные втулки выполнены в виде усеченного конуса, а распорные шайбы выполнены разрезными, коническими и пружинными, способные под действием давления разворачиваться в плоскость с обеспечением защиты уплотнительных элементов от выдавливания их в зазор (патент RU №2129647, E21B 33/12, 1999 г.). В предлагаемом решении эластичный уплотнитель деформировался за счет сдвига, что позволяло производить надежное уплотнение при более низких давлениях, однако сложность конструкции и возможность заклинивания пакера в обсадной трубе ограничило применение этого решения. По достигаемому результату, т.е. переводу деформации эластичного уплотнителя из сжатия, в деформацию сдвига этот патент взят за прототип.

Известен также уплотнитель пакера, выполненный в виде втулки, изготовленный из эластичного материала, армированный по его высоте пружинящими элементами, которые размещены в массиве уплотнителя и выполнены в виде стержней, имеющих в средней части сферические участки, а по краям цилиндрические, которые соединены между собой эластичными мостиками (ав. св. SU №905431, E21B 33/12, 1982 г.). Однако этот уплотнитель имеет очень сложную конструкцию и его трудно изготовить.

Наиболее близким решением является пакер, содержащий корпус с упорами, цилиндрические центраторы и уплотнительные элементы, каждый из которых выполнен, по крайней мере, из двух концентрично расположенных с зазором эластичных цилиндрических оболочек, снабженных по торцам дополнительной П-образной манжетой, которые по образующей линии создают прямоугольную форму сечения стенки уплотнительного элемента (патент RU №2211912, E21B 33/12, 2003 г.).

Задачей изобретения является предложить несложную конструкцию уплотнительного элемента пакера с самоуплотняющим эффектом, который надежно герметизирует разобщения интервалов обсадной колоны и предотвращает затекание эластичного материала уплотнителя в уплотняемый зазор, который можно серийно производить.

Поставленная задача решается тем, что

п.1. В уплотнителе пакера, выполненного, по крайней мере, из двух концентрично расположенных цилиндричных эластичных оболочек, эластичные оболочки выполнены отличающиеся друг от друга по высоте и сечению стенки, при этом наружная оболочка по сравнению с внутренней имеет большую высоту и толщину стенки, а высота металлической втулки, которая располагается между оболочками, имеет меньшую высоту, чем высота внутренней оболочки.

п.2. В уплотнителе пакера по п.1, связь поверхности оболочек с наружной и внутренней поверхностями втулки выполнены следующим образом: поверхность оболочек, которые располагаются в их средней части, с металлической втулкой связаны химическими связями, а в остальных частях - за счет силы трения.

п.3. В уплотнителе пакера по п.1, наружная оболочка имеет на внутренней поверхности одну или все наклонные поверхности, основания которых примыкают к торцевым поверхностям оболочки.

п.4. В уплотнителе пакера, выполненного, по крайней мере, из двух эластичных оболочек, выполненных в виде внутренней и наружной втулок, между которыми расположены металлическая втулка, 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, а у металлической втулки на примыкающих к этим участкам имеются такие же наклонные поверхности.

п.5. В уплотнителе пакера, выполненного, по крайней мере, из одной эластичной оболочки и металлической втулки, 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.

п. 6. Пакер, содержащий корпус с упорами, распорные шайбы и уплотнительные элементы, уплотнительные элементы выполнены в соответствии с пп. 1-3.

На фиг. 1 изображен продольный разрез предлагаемого уплотнителя. Он состоит из наружной 1 и внутренней 2 эластичных оболочек, между которыми расположена металлическая втулка 3. Высота и толщина оболочки 1 значительно больше высоты и толщины оболочки 2. Внутренние поверхности оболочки 1, примыкающие к ее торцевым поверхностям, могут быть выполнены цилиндрическими 12 или наклонными, например коническими 11, как это показано пунктирными и сплошными линиями на фиг. 1. При этом связь оболочек 1 и 2 с втулкой может быть осуществлена как за счет силы трения, так и за счет химических связей, но наилучший результат достигается, когда химическая связь происходит по центральной части оболочек 13 и 23, а остальные поверхности связаны за счет силы трения.

На фиг. 2 приведен продольный разрез уплотнителя пакера, состоящего из наружной 1 и внутренней 2 эластичных оболочек, между которыми расположены металлическая втулка 3, имеющая наклонную поверхность 31, диаметр наклонной поверхности может изменяться по высоте втулки непрерывно и дискретно, т.е. эта поверхность выполнена ступенчато. Поверхность оболочек 1 и 2, примыкающая к ее торцевым сторонам, может быть выполнена цилиндрической 12 или наклонной 21.

На фиг. 3 приведен продольный разрез уплотнителя пакера, состоящего из наружной 1 и внутренней 2 эластичных оболочек, между которыми расположена металлическая втулка 3, имеющая наклонные поверхности, например по наружной части конические 31, а по внутренней 1 - вогнутые 32.

На фиг. 4 приведен продольный разрез уплотнителя пакера, состоящего из одной наружной оболочки 1, втулки 3, имеющей кольцевые проточки 33, которые связаны за счет силы трения или неразъемно с кольцевыми уплотнителями 4, изготовленными из 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, а у металлической втулки на примыкающих к этим участкам имеются такие же наклонные поверхности.

п. 5. В уплотнителе пакера, выполненного, по крайней мере, из одной эластичной оболочки и металлической втулки, 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.

п. 6. Пакер, содержащий корпус с упорами, распорные шайбы и уплотнительные элементы, уплотнительные элементы выполнены в соответствии с пп. 1-3.

Технический результат при использовании предлагаемого решения позволяет повысить надежность уплотнения пакером разобщений интервалов обсадной колонны как за счет оболочек нагрузки, вызванной излишней нагрузкой от буровой трубы, так и за счет эффекта самоуплотнения.

1. Уплотнитель пакера, выполненный, по крайней мере, из двух концентрично расположенных цилиндричных эластичных оболочек, отличающийся тем, что эластичные оболочки выполнены отличными друг от друга по высоте и сечению стенки, при этом наружная оболочка по сравнению с внутренней имеет большую высоту и толщину стенки, а высота металлической втулки, которая располагается между оболочками, имеет меньшую высоту, чем высота внутренней оболочки.

2. Уплотнитель пакера по п.1, отличающийся тем, что связь поверхности оболочек с наружной и внутренней поверхностями втулки выполнены следующим образом: поверхность оболочек, которые располагаются в их средней части, с металлической втулкой связаны химическими связями, а в остальных частях - за счет силы трения.

3. Уплотнитель пакера по п.1, отличающийся тем, что наружная оболочка имеет на внутренней поверхности одну или все наклонные поверхности, основания которых примыкают к торцевым поверхностям оболочки.

4. Уплотнитель пакера, выполненный, по крайней мере, из двух эластичных оболочек, выполненных в виде внутренней и наружной втулок, между которыми расположена металлическая втулка, отличающийся тем, что 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, а у металлической втулки на примыкающих к этим участкам имеются такие же наклонные поверхности.

5. Уплотнитель пакера, выполненный, по крайней мере, из одной эластичной оболочки и металлической втулки, отличающийся тем, что 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.

6. Пакер, содержащий корпус с упорами, распорные шайбы и уплотнительные элементы, отличающийся тем, что уплотнительные элементы выполнены в соответствии с пп.1-3.



 

Похожие патенты:

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.

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.

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.

Изобретение относится к скважинному защитному устройству (1) для скважинного инструмента (2), которое регулирует подачу электроэнергии от приводного устройства к электрическому компоненту, размещенному в инструменте (2). Устройство (1) содержит первый элемент (3), содержащий группу проводников (4), второй элемент (6), содержащий группу проводников (7), и движущее устройство (31) для перемещения первого элемента (3) относительно второго элемента (6). Проводники первого элемента (3) представляют собой первые проводники (8) и вторые проводники (9). По меньшей мере два из первых проводников (8) имеют большую площадь поверхности, чем вторые проводники (9), так что первые проводники (8) передают большее количество электроэнергии к проводникам второго элемента (6), чем вторые проводники (9). Технический результат - создание защитного устройства для скважинного инструмента, которое препятствует выполнению непреднамеренных операций при возникновении поломки в инструменте. 4 н. и 11 з.п. ф-лы, 9 ил.
Наверх