Двуствольный пакер с проходом кабеля

Изобретение относится к оборудованию для проведения работ по изоляции межтрубного пространства скважины. Техническим результатом является повышение надежности установки пакера за счет исключения воздействия на него колонны НКТ. Двуствольный пакер с проходом кабеля содержит силовой кабель, внешний и внутренний стволы, вставленные один в другой и скрепленные между собой с образованием внутреннего кольцевого пространства, шарнирно-разъемный узел герметизации, включающий уплотнительные элементы с каналами для силового кабеля и трубки для закачки химреагентов, гидравлический привод, состоящий из поршня и цилиндра, толкатель, пакерный и якорный узлы. Поршень гидравлического привода установлен с возможностью осевого перемещения и снабжен наружной упорной резьбой. На внутренней поверхности нижней части цилиндра, установленного неподвижно, выполнен паз, в котором размещена разрезная гайка с ответной упорной резьбой, взаимодействующей с поршнем. Гидравлический привод расположен между узлом герметизации и толкателем, опирающимся сверху на пакерный узел. 1 з.п. ф-лы, 3 ил.

 

Изобретение относится к оборудованию для добычи нефти и газа, в частности к оборудованию для проведения работ по изоляции, герметизации, разобщения межтрубного пространства скважины, и может быть использовано в добывающей, нагнетательной, газлифтной скважине с одним или несколькими продуктивными пластами.

Известен пакер с кабельным вводом [Патент RU 2540369 С2, МПК Е21В 33/12, опубл. 10.02.2015], содержащий ствол с продольным пазом для прокладки кабеля, уплотнительные элементы в виде манжет и якорь. Кабель расположен в продольном пазу и защищен сверху накладкой, а пространство в пазу между накладкой и кабелем заполнено герметизирующим компаундом.

Недостатком данного изобретения, во-первых, является метод герметизации кабеля компаундированием, т.к. при воздействии давления компаунд может деформироваться, в результате чего произойдет разгерметизация пакера по кабелю, во-вторых, использование компаунда увеличивает время спускоподъемных операций из-за необходимости затвердевания компаунда после монтажа, в-третьих, отсутствует процедура проверки герметичности кабельного ввода перед спуском в скважину.

Известен пакер двуствольный с проходом кабеля [Патент RU 2380518 С1, МПК Е21В 33/12, опубл. 27.01.2010], содержащий внутренний ствол, наружный ствол, ограниченный сверху прессовой втулкой, а снизу опорной втулкой, шарнирно-разъемный узел герметизации кабеля, размещенный в пространстве между наружным и внутренним стволом и состоящий из уплотнительных элементов, ограниченных в осевом направлении упорными шайбами, через который проходят трубки для закачки химреагентов, пакерный узел, выполненный из эластичного материала, якорный узел из конуса и плашек, накидную гайку, затягивающую пакерный узел и узел герметизации кабеля, гидромеханический привод, включающий соединенный с внутренним стволом неподвижный поршень, подвижный цилиндр, связанный с внешним стволом через толкатель, опирающийся на плашки якоря, и пружину возврата, расположенную в полости между неподвижным поршнем и подвижным цилиндром, при этом гидромеханический привод гидравлически сообщен с внутренним пространством насосно-компрессорной трубы (НКТ). Узел герметизации кабеля содержит канал для опрессовки кабеля в процессе монтажа пакерной установки.

Монтаж пакера осуществляется следующим образом: кабельный ввод, например с кабельным штекером, протягивают через верхнюю прессовую втулку, наружный ствол пакера и нижнюю опорную втулку, после чего спускают погружное оборудование и заданное количество НКТ, к последней муфте навинчивают неподвижный поршень с внутренним стволом, удаляют участок брони с кабеля на месте установки герметизатора кабеля, протаскивают кабель через герметизирующие элементы, выполненные шарнирно-разъемными, далее монтируют наружный пакерный ствол и затягивают его накидной гайкой, затем производят уплотнение кабеля затягиванием прессовой втулки над наружным стволом. После сборки герметизирующего кабельного узла производят опрессовку через канал в наружном стволе.

Инсталляцию пакера производят подачей в НКТ, которая гидравлически сообщена с приводом, жидкости под давлением. Жидкость, поступая в полость между подвижным цилиндром и неподвижным поршнем, оказывает давление на подвижный цилиндр и двигает его вверх, в результате усилие передается с подвижного цилиндра на толкатель, который в свою очередь передает усилие на плашки якоря, последние перемещаются по поверхности конуса до касания со стенками обсадной колонны и заякоривают. Пакеровка скважины осуществляется после заякоривания осевым усилием веса колонны НКТ.

Заложенный в известном пакере механический принцип инсталляции, когда распакеровка осуществляется за счет передачи усилия веса колонны НКТ на пакерный узел, снижает надежность пакера и ограничивает область его применения, так как для пакеровки скважины на малых глубинах и в горизонтальных скважинах веса колонны будет недостаточно для деформирования эластичного элемента пакерного узла, а на больших глубинах вес колонны НКТ будет превышать предельно-допустимое усилие, что приведет к повреждению уплотнительного элемента.

Задачей настоящего изобретения является увеличение надежности и повышение технологичности инсталляции пакера за счет исключения воздействия на него колонны НКТ.

Указанный технический результат достигается тем, что в двуствольном пакере с проходом кабеля, содержащем силовой кабель, внешний и внутренний стволы, вставленные один в другой и скрепленные между собой с образованием внутреннего кольцевого пространства, шарнирно-разъемный узел герметизации, включающий уплотнительные элементы с каналами для силового кабеля и трубки для закачки химреагентов, гидравлический привод, состоящий из поршня и цилиндра, толкатель, пакерный и якорный узлы, согласно изобретению поршень гидравлического привода установлен с возможностью осевого перемещения и снабжен наружной упорной резьбой, а на внутренней поверхности нижней части цилиндра, установленного неподвижно, выполнен паз, в котором размещена разрезная гайка с ответной упорной резьбой, взаимодействующей с поршнем, при этом гидравлический привод расположен между узлом герметизации и толкателем, опирающимся сверху на пакерный узел.

Для предотвращения процесса якорения и пакеровки во время опрессовки колонны НКТ целесообразна установка в якоре срезных штифтов.

Сущность изобретения поясняется чертежами, где на фиг. 1 представлен общий вид пакера перед спуском в скважину, на фиг. 2 - пакер в рабочем положении, фиг. 3 - уплотнительный элемент узла герметизации кабеля.

Пакер двуствольный с проходом кабеля содержит внутренний ствол 1 с резьбами на концах для соединения с колонной НКТ и радиальными отверстиями 2 в верхней части, внешний ствол 3, на который снизу навинчена упорная втулка 4, а сверху - прессовая втулка 5, опирающаяся торцами на опрессовочную гильзу 6, снабженную радиальным отверстием 7 для опрессовки. Радиальное отверстие 7 сообщается с осевым каналом 8, предназначенным для подачи жидкости под давлением в полость под гильзой 6 (фиг. 1, 2). Во время работы радиальное отверстие 7 закрыто пробкой 9 (фиг. 2). Стволы 1 и 3 вставлены один в другой и скреплены между собой с образованием кольцевого пространства, в верхней части которого размещен узел герметизации 10 с каналами 11 для силового кабеля 12 и с вмонтированными трубками для закачки химреагентов 13 (фиг. 3). Узел герметизации 10 состоит из эластичных уплотнительных элементов 14, ограниченных в осевом направлении упорными шайбами 15 (фиг. 1, 2). Уплотнительные элементы 14 и упорные шайбы 15 выполнены шарнирно-разъемными по линии каналов для протяжки силового кабеля 12 (фиг. 3). Между уплотнительными элементами 14 расположена втулка 16 (фиг. 1, 2), выполненная шарнирно-разъемной, в которой по внешнему и внутреннему периметру выполнены кольцевые пазы и имеется одно или несколько радиальных отверстий, образующих систему каналов, сообщающуюся гидравлически с радиальным отверстием 7 для опрессовки и радиальными отверстиями 2 во внутреннем стволе 1.

Ниже опрессовочной гильзы 6 на внешнем стволе 3 последовательно расположены гидравлический привод 17, пакерный узел 18 и якорный узел 19. Гидравлический привод 17 содержит цилиндр 20, установленный неподвижно за счет жесткого крепления на опрессовочной гильзе 6, и поршень 21 на штоке 22, который свободно насажен на внешний ствол 3 и имеет возможность осевого перемещения. На наружной поверхности штока 22 выполнена упорная резьба. На внутренней поверхности нижней части цилиндра 20 выполнен паз 23, в котором размещена разрезная гайка 24 с ответной упорной резьбой, взаимодействующей с упорной резьбой на штоке 22 для фиксации положения поршня 21.

Шток 22 опирается нижним торцом на толкатель 25, под которым расположен пакерный узел 18, состоящий из кольцевого уплотнительного элемента 26 и зажимных конусов 27, направленных острым краем навстречу друг другу и свободно перемещающихся по внешнему стволу 3. Пакерный узел 18 опирается на якорный узел 19, который состоит из нижнего и верхнего свободно перемещающихся по внешнему стволу 3 зажимных конусов 28, ориентированных острым краем навстречу друг другу, и якоря 29. Нижний конус 28 опирается на упорную втулку 4. В зажимные конусы 28 и якорь 29 вкручены срезные штифты 30, рассчитанные на срез при достижении необходимого давления для инсталляции пакера.

Пакер монтируют на скважине следующим образом.

Силовой кабель 12 с элементом токоввода (на схеме не показан) протягивают через прессовую втулку 5, опрессовочную гильзу 6, вдоль внешнего ствола 3 и соединяют, например, с погружным электродвигателем, затем спускают заданное количество НКТ (на схеме не указаны). К последней муфте навинчивают внутренний ствол 1, с кабеля 12 удаляют участок брони на месте узла герметизации 10, прокладывают жилы кабеля 12 через каналы 11 в шарнирных разъемах упорных шайб 15, уплотнительных элементов 14 и втулки 16. На внешний ствол 3 накручивают опрессовочную гильзу 6 с пробкой 9, а в нее ввинчивают прессовую втулку 5, с помощью которой зажимают в осевом направлении уплотнительные элементы 14, расположенные между упорными шайбами 15. После этого из опрессовочной гильзы 6 удаляют пробку 9, производят опрессовку узла герметизации 10 кабеля 12 подачей жидкости под давлением в радиальное отверстие 7 (фиг. 1). После завершения опрессовки вставляют пробку 9 и производят спуск пакера на заданную глубину.

Установка пакера внутри скважины происходит следующим образом.

В колонну НКТ подается жидкость под давлением, которая через радиальные отверстия 2 во внутреннем стволе 1 поступает в кольцевые пазы, выполненные по внешнему и внутреннему периметру втулки 16, откуда попадает в радиальное отверстие 7, закрытое от воздействия внешней среды пробкой 9, и через осевой канал 8 поступает в полость цилиндра 20 над поршнем 21. Под действием давления жидкости поршень 21 со штоком 22 начинает движение в осевом направлении и передает усилие на толкатель 25. При перемещении поршня 21 вниз происходит зацепление упорной резьбы на штоке 22 с ответной упорной резьбой на разрезной гайке 24, расположенной в пазу 23 нижней части цилиндра 20, тем самым фиксируется положение поршня 21 во время инсталляции пакера в скважине. Толкатель 25 передает усилие на зажимные конусы 27 пакерного узла 18, которые, в свою очередь, передают усилие на конусы 28 якорного узла 19, нижний конус которого опирается на упорную втулку 4. В результате действия силы на конусы 28 якорного узла 19 происходит срез штифтов 30 и якорь 29 разжимается до соприкосновения со стенками обсадной колонны 31, то есть осуществляется якорение (фиг. 2). Одновременно в пакерном узле 18 происходит встречное смещение конусов 27, расширяющих эластичный уплотнительный элемент 26 в радиальном направлении до соприкосновения его со стенками обсадной колонны 31, и производится пакеровка скважины (фиг. 2).

Таким образом, благодаря тому, что якорение и пакеровка производится при помощи гидравлической энергии, а не за счет веса колонны НКТ, обеспечивается возможность использования пакера как в скважинах с малой глубиной, так и в наклонных и горизонтальных скважинах, где усилия от веса колонны НКТ для пакеровки или якорения бывает недостаточно. Кроме того, создание давления с помощью жидкости дает возможность контролировать величину воздействия на уплотнительный элемент и на якорь, что позволит исключить случаи повреждения элементов пакера и, как следствие, увеличить надежность его работы. Наличие срезных штифтов в конусах якоря защищает от пакеровки и якорения устройство во время опрессовки лифта НКТ.

1. Двуствольный пакер с проходом кабеля, содержащий силовой кабель, внешний и внутренний стволы, вставленные один в другой и скрепленные между собой с образованием внутреннего кольцевого пространства, шарнирно-разъемный узел герметизации, включающий уплотнительные элементы с каналами для силового кабеля и трубки для закачки химреагентов, гидравлический привод, состоящий из поршня и цилиндра, толкатель, пакерный и якорный узлы, отличающийся тем, что поршень гидравлического привода установлен с возможностью осевого перемещения и снабжен наружной упорной резьбой, а на внутренней поверхности нижней части цилиндра, установленного неподвижно, выполнен паз, в котором размещена разрезная гайка с ответной упорной резьбой, взаимодействующей с поршнем, при этом гидравлический привод расположен между узлом герметизации и толкателем, опирающимся сверху на пакерный узел.

2. Двуствольный пакер по п. 1, отличающийся тем, что в якоре установлены срезные штифты, препятствующие процессу якорения и пакеровки до спуска пакера на заданную глубину.



 

Похожие патенты:

Изобретение относится к нефтяной и газовой промышленности и может быть использовано для изоляции пласта, по меньшей мере одного, в скважине как при ее креплении с применением операции цементирования обсадной колонны, так и в виде отдельной независимой изоляционной операции.

Изобретение относится к устройствам для изоляции пласта в скважине. Технический результат заключается в повышении надежности работы устройства, улучшении эксплуатационных характеристик.

Изобретение относится к области строительства нефтяных и газовых скважин и, в частности, к устройствам для разобщения пластов с применением пакеров. Технический результат - повышение надежности работы устройства.

Группа изобретений относится к трубным исполнительным системам и способам приведения в действие множества трубных исполнительных механизмов. Техническим результатом является уменьшение негативного воздействия на поток в стволе скважины.

Группа изобретений относится к затрубным барьерам, скважинным системам и способам сохранения уплотнения. Технический результат заключается в увеличении уплотнительной способности затрубного барьера.

Группа изобретений относится к кольцевым барьерам, расширяемым в кольцевом пространстве между трубчатой конструкцией скважины и внутренней стенкой ствола скважины, а также к кольцевым барьерным системам и системам ствола скважины, содержащим указанный кольцевой барьер.

Пакер // 2590171
Изобретение относится к пакерам. Техническим результатом является обеспечение возможности эффективной работы заявленного устройства при высоких рабочих давлении и температуре.

Изобретение относится к механическим пакерам. Техническим результатом является повышение надежности герметизации трубного и затрубного пространств за счет достижения и проверки полной герметизации в месте кабельного ввода, обеспечение защиты кабеля от повреждения, регулирование усилия срабатывания пакера при его посадке, ориентирование и предотвращение от свободного вращения на внешнем стволе пакера заякоривающего узла.

Изобретение относится к устройствам для разобщения отдельных участков ствола скважины. Техническим результатом является обеспечение возможности работы при высоких давлении и температуре.

Изобретение относится к пакерам. Техническим результатом является обеспечение возможности работы устройства при высоких давлении и температуре.

Группа изобретений относится к уплотнительным устройствам и способам для герметизации зоны нарушения в стволе скважины. Техническим результатом является изоляция участков ствола скважины. Уплотнительные устройства содержат трубный элемент, расширяющийся элемент и деформирующийся уплотнительный элемент, при этом посредством давления текучей среды происходит расширение или надувание расширяющегося элемента, который переводит деформирующийся уплотнительный элемент из его формы спуска в скважину в форму затвердевания. Управляющее воздействие, например изменение температуры, действует на деформирующийся уплотнительный элемент, обеспечивая изменение формы уплотнительного элемента, а при удалении управляющего воздействия обеспечивается оставление формы затвердевшего уплотнительного элемента, причем после этого трубный элемент и расширяющийся элемент можно убрать, оставив только деформированный затвердевший уплотнительный элемент в стволе скважины для герметизации зоны нарушения. 3 н. и 15 з.п. ф-лы, 6 ил.

Изобретение относится к области добычи нефти и газа. Техническим результатом является повышение рабочих давления и температуры. Устройство для разобщения отдельных участков ствола скважины содержит опорный элемент, уплотнительный элемент, установленный концентрично НКТ между нею и обсадной трубой, подвижный элемент сжатия уплотнительного элемента, установленный концентрично НКТ под элементом сжатия. Устройство содержит два отрезка НКТ, выполненных из титана по обе стороны от опорного элемента, опорную сопло-муфту в нижней части НКТ, а уплотнительный элемент выполнен из базальтового волокна, имеющего диаметр от 0,5 до 3,5 мкм, при этом базальтовое волокно насыщено частицами металла. 10 з.п. ф-лы, 3 ил., 1 табл.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, а именно к разработке пластовых залежей нефти, осложненных вертикальными разломами, вытеснением рабочим агентом. Технический результат - повышение эффективности разработки за счет экономии рабочего агента и энергии для его закачки в нефтеносный участок пласта от использования жидкости и энергии близлежащих участков. По способу определяют гипсометрические отметки пласта. Размещают вертикальные и горизонтальные добывающие, нагнетательные скважины за исключением зон максимального падения гипсометрических отметок пласта в непосредственной близости от разломов. Вдоль них размещают вертикальные добывающие скважины. Осуществляют закачку вытесняющего агента в нагнетательные скважины и отбор продукции из добывающих скважин. Переводят вертикальные добывающие скважины в нагнетательные при снижении в них дебита ниже уровня рентабельности. Осуществляют бурение дополнительных горизонтальных стволов, направленных в сторону линии разлома. При этом определяют непроницаемые границы разломов в залежи, разбивающие пласт на участки с различным пластовым давлением. Перед переводом обводнившихся добывающих скважин под нагнетание рабочего агента для поддержания пластового давления дополнительные горизонтальные стволы бурят со вскрытием непроницаемой границы разломов из обводнившегося участка пласта с более высоким пластовым давлением в нефтеносный участок пласта выше уровня водонефтяного контакта. Осуществляют переток жидкости из одного участка пласта в другой участок с пониженным пластовым давлением по дополнительным горизонтальным стволам. Объем закачиваемого с поверхности вытесняющего агента через нагнетательные скважины в участок с пониженным давлением снижают. 1 з.п. ф-лы, 1 табл., 1 пр., 1 ил.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, а именно к разработке и эксплуатации нефтяных пластов с зонами различной проницаемости в горизонтальных скважинах. Техническим результатом является исключение аварийности при установке устройства в горизонтальной скважине и разобщении открытого ствола горизонтальной скважины на отдельные участки. Устройство для разобщения открытого ствола горизонтальной скважины на отдельные участки включает соединенные продольно-гофрированные трубы с замкнутыми по периметру герметизирующими элементами, верхний и нижний цилиндрические участки, верхний из которых снабжен уплотненным поршнем с фиксатором, а нижний - снизу нерасширяемой втулкой, во внутреннюю полость которой герметично вставлен с возможностью перемещения ниппель, снабженный клапаном и соединенный сверху полой тягой с поршнем. Между верхними и нижними продольно-гофрированными трубами, расширяемыми до рабочего размера внутренним давлением, герметично размещена втулка с внутренним продольным отверстием, состоящим из большего верхнего и нижнего цилиндрических участков. При этом верхний поршень установлен в верхний цилиндрический участок с упором в сужение верхней продольно-гофрированной трубы с возможностью перемещения вниз с тягой после расширения этой трубы до рабочего диаметра. Нижняя втулка ниже ниппеля оснащена боковыми отверстиями и нижним полым упором, выполненным с возможностью взаимодействия с ниппелем при перемещении его вниз вместе с тягой и поршнем и открытием боковых отверстий. Тяга снабжена плунжером, установленным в больший цилиндрический участок отверстия втулки и выполненным с возможностью герметичного входа в меньший цилиндрический участок отверстия втулки при перемещении вниз вместе с тягой и поршнем. В тяге между плунжером и ниппелем выполнены боковые каналы. 3 ил.

Группа изобретений относится к скважинным закачивающим инструментам, скважинным системам с указанным инструментом и к способам для формования в скважине цементной пробки. Техническим результатом является заполнение и полное перекрытие ствола скважины при закачивании текучей среды. Скважинный закачивающий инструмент содержит закачивающий модуль, содержащий первую разжимную манжету, выполненную с возможностью обеспечения первого уплотнения с указанной внутренней стенкой; вторую разжимную манжету, выполненную с возможностью обеспечения второго уплотнения с указанной внутренней стенкой; причем две указанные манжеты в разжатом состоянии совместно ограничивают изолированную зону затрубного пространства; по меньшей мере один трубный элемент, вытянутый в продольном направлении между двумя манжетами, причем указанный трубный элемент обеспечивает проход для текучей среды между впускным отверстием, расположенным в одном конце трубного элемента, и выпускным отверстием, расположенным в трубном элементе между манжетами; причем вторая разжимная манжета соединена с возможностью скольжения с трубным элементом и смещения в продольном направлении от первой разжимной манжеты под действием закачиваемой текучей среды, закачиваемой в изолированную зону, с увеличением тем самым расстояния между двумя манжетами; причем закачивающий модуль дополнительно содержит удерживающую муфту, расположенную с возможностью скольжения вокруг разжимных манжет для предотвращения непредусмотренного разжимания разжимных манжет во время введения скважинного закачивающего инструмента, при этом удерживающая муфта выполнена с возможностью скольжения в продольном направлении, а разжимные манжеты освобождаются путем перемещения удерживающей муфты в продольном направлении. 3 н. и 12 з.п. ф-лы, 8 ил.

Изобретение относится к разобщениию отдельных участков ствола скважины. Техническим результатом является обеспечение возможности эффективной работы устройства при высоких рабочих давлении и температуре. Устройство для разобщения отдельных участков ствола скважины содержит трубы НКТ, уплотнительный элемент цилиндрической формы, установленный концентрично трубе НКТ между нею и обсадной трубой. Уплотнительный элемент выполнен из кольцевых уплотнительных элементов, между которыми установлены прижимные кольца из материала с памятью формы. Кольцевые уплотнительные элементы изготовлены из базальтового волокна, имеющего диаметр от 0,5 до 3,5 мкм. Базальтовое волокно насыщено частицами металла, при этом в качестве металла для насыщения применена алюминиевая пудра. На конце нижней трубы НКТ установлено опорное сопло-муфта, выполненное из карбида вольфрама, а кольцевые уплотнительные элементы установлены по обе стороны от упорного кольца. 5 з.п. ф-лы, 5 ил.

Группа изобретений относится к кольцевым перегородкам, системам с использованием кольцевых перегородок, способам размещения и использования кольцевых перегородок. Техническим результатом является создание кольцевой перегородки, расширяемой без повреждения других компонентов в скважине. Кольцевая перегородка, расширяемая в затрубном пространстве между трубчатой скважинной конструкцией и внутренней стенкой ствола скважины для обеспечения изоляции зоны между первой зоной и второй зоной ствола скважины, содержащая: трубчатую часть, предназначенную для установки в качестве части трубчатой конструкции скважинной конструкции и имеющую отверстие расширения; расширяемую манжету, окружающую указанную трубчатую часть, причем каждый конец расширяемой манжеты соединен с трубчатой частью; и пространство кольцевой перегородки между трубчатой частью и расширяемой манжетой, причем кольцевая перегородка дополнительно содержит средство усиления давления, снабженное входом на первом конце, имеющим жидкостное соединение с отверстием расширения, и выходом на втором конце, имеющим жидкостное соединение с пространством кольцевой перегородки, причем средство усиления давления содержит поршень, имеющий первый конец и второй конец и установленный с возможностью скольжения в корпусе поршня, причем корпус поршня содержит первый цилиндр, имеющий первый внутренний диаметр, который соответствует наружному диаметру первого конца поршня и имеет площадь поверхности первого конца, и второй цилиндр, имеющий второй диаметр, который соответствует наружному диаметру второго конца поршня и имеет площадь поверхности второго конца, причем площадь поверхности первого конца больше площади поверхности второго конца. Средство усиления давления дополнительно содержит канал подачи текучей среды, имеющий жидкостное соединение с указанным входом и отверстием расширения для пропускания текучей среды во второй цилиндр, причем средство усиления давления дополнительно содержит первый односторонний обратный клапан, размещенный в канале подачи текучей среды для предотвращения выхода текучей среды из второго цилиндра при сжатии текучей среды поршнем и для пропускания текучей среды во второй цилиндр при уменьшении сжатия текучей среды посредством поршня. 4 н. и 11 з.п. ф-лы, 8 ил.

Группа изобретений относится к затрубным барьерам, предназначенным для обеспечения изоляции, скважинным системам и способам разжимания затрубных барьеров. Техническим результатом является исключение вероятности нежелательного утончения разжимной муфты. Затрубный барьер содержит: трубчатую часть, вытянутую в продольном направлении для установки в качестве части трубчатой конструкции скважины; разжимную муфту, окружающую трубчатую часть и ограничивающую пространство, соединенное с возможностью передачи текучей среды с внутренним пространством трубчатой части; первый проход для текучей среды, предназначенный для впуска текучей среды в пространство для разжимания муфты; и соединительный модуль, содержащий соединительную часть, соединенную с возможностью скольжения с трубчатой частью, причем первый конец разжимной муфты соединен с соединительной частью; неподвижную часть, жестко соединенную с трубчатой частью; и приводной механизм, выполненный с возможностью приложения осевого усилия к первому концу разжимной муфты, в результате чего соединительная часть смещается в продольном направлении ко второму концу разжимной муфты, соединенному с трубчатой частью; причем приводной механизм дополнительно содержит камеру давления, образованную по меньшей мере частично между поверхностью соединительной части и поверхностью неподвижной части, и второй проход для текучей среды, предназначенный для впуска текучей среды в камеру давления для обеспечения толкания соединительной части в продольном направлении; причем в соединительной части предусмотрен первый проход для текучей среды, соединяющий с возможностью передачи текучей среды пространство, ограниченное разжимной муфтой, и камеру давления. 8 н. и 9 з.п. ф-лы, 13 ил.

Группа изобретений относится к системам герметизирующего элемента для скважинного инструмента и способу уплотнения ствола скважины. Техническим результатом является улучшение поддержки уплотнительного элемента. Система герметизирующего элемента для скважинного инструмента содержит: шпиндель, верхний и нижний опорные элементы, уплотнительный элемент, первое, второе, третье верхние разделительные кольца, верхнее ячеистое кольцо, первое верхнее лепестковое кольцо, причем боковая поверхность стенки первого верхнего лепесткового кольца имеет по меньшей мере один паз стенки первого верхнего лепесткового кольца, расположенный в ней. 3 н. и 18 з.п. ф-лы, 9 ил.

Изобретение относится к нефтяной и газовой промышленности и может быть использовано для изоляции пластов при креплении скважин. Техническим результатом является повышение надежности пакерования скважины. Устройство включает корпус, выполненный с возможностью соединения с колонной труб скважины и имеющий радиальное отверстие, по меньшей мере одно, перекрытое срезным полым штифтом, и продольные пазы на его наружной поверхности ниже радиального отверстия. Снаружи корпуса помещен составной кожух. Он образует с корпусом кольцевую полость. В кольцевой полости и между торцами составного кожуха помещен распределительный клапан с радиальным отверстием. Этот клапан жестко связан с составным кожухом. Распределительный клапан выполнен в виде гильзы с радиальными отверстиями, внутренней кольцевой проточкой и оппозитно установленных на ее концах перепускных уплотнительных элементов одностороннего действия - верхнего и нижнего. Имеется втулка, помещенная в кольцевой полости против распределительного клапана, жестко связанная с корпусом. На верхнем торце втулки помещена проставочная втулка. С ней жестко связан дифференциальный поршень. Его надпоршневое пространство заполнено маслом и имеет возможность увеличения его объема в процессе работы устройства. Одна часть подпоршневого пространства имеет возможность гидравлической связи с пространством за составным кожухом через радиальные отверстия распределительного клапана и его внутреннюю кольцевую проточку. Другая часть подпоршневого пространства имеет возможность гидравлической связи с полостью пакера. 1 ил.

Изобретение относится к оборудованию для проведения работ по изоляции межтрубного пространства скважины. Техническим результатом является повышение надежности установки пакера за счет исключения воздействия на него колонны НКТ. Двуствольный пакер с проходом кабеля содержит силовой кабель, внешний и внутренний стволы, вставленные один в другой и скрепленные между собой с образованием внутреннего кольцевого пространства, шарнирно-разъемный узел герметизации, включающий уплотнительные элементы с каналами для силового кабеля и трубки для закачки химреагентов, гидравлический привод, состоящий из поршня и цилиндра, толкатель, пакерный и якорный узлы. Поршень гидравлического привода установлен с возможностью осевого перемещения и снабжен наружной упорной резьбой. На внутренней поверхности нижней части цилиндра, установленного неподвижно, выполнен паз, в котором размещена разрезная гайка с ответной упорной резьбой, взаимодействующей с поршнем. Гидравлический привод расположен между узлом герметизации и толкателем, опирающимся сверху на пакерный узел. 1 з.п. ф-лы, 3 ил.

Наверх