Устройство для разобщения отдельных участков ствола скважины

Авторы патента:

E21B33/12 - пакеры; пробки (для цементирования E21B 33/134, E21B 33/16)

Владельцы патента RU 2597337:

Кирячёк Владимир Георгиевич (RU)

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.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть использовано при разработке месторождений природных битумов, тяжелых и высоковязких нефтей, а также для комплексного освоения нефтеносных сланцевых плеев.

Конкретно предложен высокотемпературный скважинный пакер для тепловых методов увеличения нефтеотдачи (МУН).

По данным World Energy Council, геологические запасы природных битумов, тяжелых и высоковязких нефтей в России суммарно составляют 55 млрд. тонн, а их месторождения в России сосредоточены, главным образом, в Волго-Уральской (Татарстан, Удмуртия, Башкортостан, Самарская область и Пермский край), Восточно-Сибирской (Тунгусский бассейн) и Тимано-Печорской нефтегазоносных провинциях. Современная концепция внутрипластового ретортинга, предполагающая внутрипластовую конверсию тяжелых углеводородов в их более легкие формы, требует использования высокотемпературного теплового воздействия на продуктивные пласты, при котором температура рабочего агента, преимущественно в форме перегретого пара, может достигать 500°С.

Но наиболее значительные запасы углеводородов России все же сосредоточены в Баженовской свите, причем большая их часть сосредоточена в керогене, - около 383,1 млрд тонн. Содержание же нефти низкопроницаемых пород в продуктивных пластах Баженовской свиты не превышает 22 млрд тонн. По мнению экспертов отрасли, освоение Баженовской свиты, основанное только на извлечении нефти низкопроницаемых пород, и без вовлечения в активную разработку керогена - малоперспективно и убыточно. В свою очередь, вовлечение в активную разработку керогена также предполагает использование высокотемпературных тепловых МУН для его внутрипластовой пиролизации. При этом в продуктивный пласт должен инжектироваться рабочий агент в форме воды, находящейся в сверхкритическом состоянии (СК-вода), и имеющий следующие термобарические характеристики: давление до 45 МПа и температура до 500°С.

Технологическая схема высокотемпературного теплового воздействия на продуктивные пласты, содержащие природные битумы, тяжелые и высоковязкие нефти, а также кероген, предусматривает использование термостойкого пакера. Но таких термостойких пакеров, способных работать при температуре до 500°С, нет ни в России, ни за рубежом. Необходимость же работы термостойкого пакера в присутствии высоких давлений (до 45 МПа) еще более усугубляет названную проблему.

Так, например, известен термостойкий пакер "ArrowTherm Mechanical-Set Thermal Packer" компании Weatherford, который может эксплуатироваться при давлении до 20,68 МПа и температуре до 288°С. В случае необходимости по специальному заказу компанией Weatherford может быть изготовлена более совершенная модификация этого же термостойкого пакера для эксплуатации при температуре до 343°C («Каталог пакеров», Weatherford, 2005-2010 гг., стр. 86).

Также известен термостойкий пакер "ХНР Premium Production Packer" компании Schlumberger, который способен работать при очень высоких давлениях - до 103 МПа, но не может эксплуатироваться при температуре выше 218°C («Каталог пакеров», Schlumberger, 2009 г., стр. 17).

Известны способ и устройство для разработки вязкой нефти по патенту РФ на изобретение №2548639, МПК E21B 33/128, опубл. 20.04.2015 г. (прототип).

Это устройство для разобщения полостей скважин (пакер) выполнено с радиальным расширением под действием осевого давления.

С целью повышения герметичности установки пакера в скважине пакер опорно-механический содержит ствол, телескопически соединенный посредством манжет с опорным ниппелем с возможностью их осевого перемещения между собой. Ствол оснащен кольцевым уплотнением, присоединительной муфтой, регулировочной гайкой с верхним нажимным кольцевым упором, установленной на муфте с возможностью регулирования положения кольцевого уплотнения на стволе между упорами на регулировочной гайке и на втулке, соединенной с опорным ниппелем. Во втулке выполнена ступенчатая поверхность, упирающаяся уступом ступени в буртик на стволе. На буртике выполнена канавка, взаимодействующая со срезными штифтами, установленными во втулке. На стволе выполнены треугольные насечки, взаимодействующие с цангой, внутри которой выполнены ответные треугольные насечки и наружный конус. Цанга расположена в полости втулки с упором в торец опорного ниппеля и удерживается от осевых перемещений стопорным кольцом с внутренним конусом, взаимодействующим с наружным конусом цанги для фиксации кольцевого уплотнения в сжатом состоянии, с возможностью перемещения вдоль ствола на длину, большую величине сжатия кольцевого уплотнения с радиальным расширением до герметичного разобщения полости скважины. Стопорное кольцо выполнено с канавкой под дополнительные срезные штифты, установленные во втулке.

Недостаток известного изобретения заключается в невозможности работы устройства при высоких давлениях (до 45 МПа) и температурах (до 500°С).

Задачей заявленного изобретения, совпадающей с техническим результатом, является обеспечение возможности эффективной работы заявленного устройства при высоких рабочих давлениях (до 45 МПа) и температурах (до 600°С).

Решение указанных задач достигнуто в устройстве для разобщения отдельных участков ствола скважины, содержащем трубы НКТ, уплотнительный элемент цилиндрической формы, установленный концентрично трубе НКТ между нею и обсадной трубой, отличающееся тем, что 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.

Кольцевые уплотнительные элементы могут быть изготовлены из материала, работоспособного при температуре более 600°С. Нижняя труба НКТ может быть выполнена из титана. Прижимные кольца могут содержать кольцевое основание и лепестки, между которыми выполнены прорези. В устройстве для разобщения отдельных участков ствола скважины могут быть применены две группы прижимных колец: верхние, расположенные выше упорного кольца, и нижние, расположенные ниже упорного кольца, которые в рабочем положении образуют зеркально симметричные конусы.

На трубы НКТ может быть нанесено теплоизоляционное покрытие.

Сущность изобретения поясняется на чертежах фиг. 1…5,

где на фиг. 1 приведен вид заявленного устройства;

- на фиг. 2 приведено устройство в рабочем положении,

- на фиг. 3 приведен прижимной элемент,

- на фиг. 4 приведен вид А,

на фиг. 5 приведено устройство с теплоизолированными трубами НКТ.

Заявленное устройство (фиг. 1…5) содержит сверху вниз: трубы НКТ 1 (насосно-компрессорные трубы), соединительные муфты 2, нижнюю трубу НКТ 3, с полостью 4 внутри нее. Трубы НКТ 1 и нижняя труба НКТ 3 установлены внутри обсадной колонны 5.

Нижняя труба НКТ 3 изготовлена из титана, а трубы НКТ 1 из стали.

На нижней трубе НКТ 3 установлен уплотнительный элемент 6, он, установленный концентрично нижней трубе НКТ 3, и разделяет полость внутри обсадной колонны 5 на две: верхнюю 7 и нижнюю 8. Уплотнительный элемент 6 содержит жестко закрепленное на нижней трубе НКТ опорное кольцо 9 и кольцевые уплотнительные элементы 10, установленные над ним и под ним. Кольцевые уплотнительные элементы 10 поджаты прижимными кольцами: верхними 11 и нижними 12, выполненными из материала с памятью формы и способными менять цилиндрическую форму на коническую при повышении температуры.

Кольцевые уплотнительные элементы 4 предпочтительно для обеспечения работоспособности устройства при высоких температурах (до 700 °С) изготовить из супертонкого базальтового волокна, имеющего диаметр от 0,5 до 3,5 мкм. Базальтовое волокно может быть насыщено частицами металла. В качестве метала для насыщения может быть применена алюминиевая пудра.

На нижней трубе НКТ 3 установлено сопло-муфта 13 с выходным отверстием 14. На обсадной колонне 5 в нижней части выполнена перфорация 15.

Возможная форма прижимных колец 11 и 12 приведена на фиг. 3 и 4. Прижимное кольцо 11 содержит кольцевое основание 17 и лепестки 18, между которыми выполнены прорези 19. Возможно применение двух групп прижимных колец: верхних 11, расположенных выше упорного кольца 9, и нижних 12, расположенных ниже упорного кольца 9, которые в рабочем положении образую зеркально симметричные конусы..

На фиг. 3 приведено верхнее прижимное кольцо 11, в рабочем положении конус обращен вершиной вверх. Нижнее прижимное кольцо 12 выполнено аналогично, но конус обращен вершиной вниз, т.е зеркально симметрично. Такая конструкция в два раза более эффективно по созданию прижимного осевого усилия, которое в конечном итоге трансформируется в радиальное расширение кольцевых уплотнительных элементов 10 и делает уплотнение более эффективным.

Уплотнительный элемент 6 размещен внутри обсадной трубы 6 и образует полости 7 и 8 между осадной колонной 5 и нижней трубой НКТ 3. Полости 7 и 8 при работе должны быть разобщены. В нижней части обсадной колонны 5 выполнена перфорация 15.

Далее (ниже) на конце нижней трубы НКТ 3 установлено сопло-муфта 13, выходное отверстие 17 которой сообщает полость 11 внутри нижней трубы НКТ 3 с продуктивным пластом 16 и предназначено для подачи горячего агента π продуктивный пласт 16 для интенсификации добычи трудноизвлекаемой нефти.

На трубах НКТ 1 может быть нанесено теплоизоляционное покрытие 20 (фиг. 5). На нижней трубе НКТ 3 теплоизоляционное покрытие 20 не нанесено.

РАБОТА УСТРОЙСТВА

Работает заявленное устройство следующим образом (фиг. 1…5).

Бурят скважину нагнетательную для закачки горячего агента в продуктивный пласт 16 и устанавливают в нее обсадную колонну 5, собирают компоновку согласно фиг. 1.

Подают горячий рабочий агент по трубам НКТ 1 и через выходное отверстие 14 сопла-муфты 13 в продуктивный пласт 16. Рабочий агент частично попадает в полость 8. Материал кольцевых уплотнительных элементов 10, выполненный из супертонкого базальтового волокна, имеющего диаметр от 0,5 до 3,5 мкм, насыщенного алюминиевой пудрой, значительно увеличивается в объеме и спрессовывает верхний участок 5 в осевом направлении, при этом он (верхний участок 5) расширяется в радиальном направлении и перекрывает зазор между обсадной трубой 9 и нижней трубой НКТ 3.

Кроме того, прижимные пластины 11 и 12 принимают форму конусом и дополнительно создают осевое прижимное усилие. В результате полости 7 и 8 разобщается уплотнительным элементом 6.

Извлечение заявленного устройства из скважины осуществляют после прекращения подачи горячего агента. Прижимные кольца 11 и 12 принимают форму цилиндров, сжатие кольцевых уплотнительных элементов уменьшается. Кроме того, при охлаждении объем кольцевых уплотнительных элементов 10 уменьшается. Потом осуществляют подъема труб НКΤ 1 вверх. При этом уплотнительный элемент 6 разжимается.

Одной из основных отличительных функциональных особенностей заявленного изобретения является то, что заявленное устройство является саморегулируемым устройством. Это выражается в том, что, чем выше давление рабочего агента на забое скважины, - в подпакерной зоне, тем более плотным и менее проницаемым становится уплотнительный элемент 6 и тем плотнее фрикционная поверхность уплотнительного элемента 6 прижимается к внутренней поверхности обсадной трубы 5.

Нижняя часть 6 уплотнительного элемента 4 выполнена из предварительно спрессованного супертонкого базальтового волокна, имеющего средний диаметр 0,002 мм (или в диапазоне от 0,5 до 3 мкм). Именно диаметр волокна в основе определяет проницаемость уплотнительного элемента. Чем он меньше, тем эффективность уплотнительного элемента выше. Так, например, если диаметр какого-либо используемого волокна относительно большой, например, 0,1 мм, то изготовленный из такого материала уплотнительный элемент будет обладать высокой проницаемостью, сопоставимой с проницаемостью мелкозернистого песчаника, имеющего размер зерен от 0,1 до 0,25 мм. Используемое сверхтонкое базальтовое волокно имеет малый диаметр и изготовленный из него и окончательно спрессованный в скважине под действием давления рабочего агента уплотнительный элемент обладает сверхнизкой проницаемостью, сопоставимой с проницаемостью тонкозернистых известково-доломитовых пород, имеющей размер зерен от 001 до 0,01 мм. Менее проницаемой для флюидов может быть только колоидозернистая известково-доломитовая порода, имеющая размер зерен менее 0,001 мм.

Уплотнительный элемент в процессе его изготовления и до начала его предварительного спрессовывания насыщается частицами различных металлов, таких как: алюминий, цинк, цирконий, вольфрам и т.д. В предпочтительном варианте изобретения используется алюминиевая пудра ПАП-2, имеющая средний линейный размер частиц от 0,02 до 0,03 мм. При подаче высокотемпературного рабочего агента на забой скважины уплотнительный элемент нагревается и за счет теплового расширения сверхтонкого базальтового волокна и частиц алюминия плотность его увеличивается, а проницаемость, напротив, еще более уменьшается. Степень прижатия уплотнительного элемента к внутренней поверхности обсадной трубы также возрастает. В этом процессе более значимую роль играют частицы алюминия, так как коэффициент температурного расширения (КТР) алюминия (КТР=0,000024 м/(м·°С)) в 3,69 раза выше коэффициента температурного расширения базальта (КТР=0,0000065 м/(м·°С)). Примечание: Размерность КТР, -м (м·°С) или 1/°С - показывает на сколько (в метрах) удлинится материал при увеличении его температуры на 1 градус °С. Так же следует отметить и то, что супертонкое базальтовое волокно начинает спекаться только при температуре, превышающей 1100°С. В результате, названного выше процесса теплового воздействия на уплотнительный элемент, его проницаемость на микроуровне заметно снижается.

При установке заявленного устройства на забое скважины и после подачи на забой скважины высокотемпературного рабочего агента высокого давления, представляющего собой воду, находящуюся в сверхкритическом состоянии, инициируется химическая реакция окисления некоторой части частиц алюминия в сверхкритической воде. В процессе реакции из некоторой части частиц алюминия, имеющих размер от 0,02 до 0,03 мм, синтезируются наночастицы оксида алюминия, которые имеют размер от 0,00002 до 0,0004 мм (от 20 до 400 нм). Результатом, названного выше химического процесса синтеза наночастиц алюминия в СК-воде, является уменьшение проницаемости уплотнительного элемента на наноуровне.

Таким образом, максимально возможная низкая проницаемость уплотнительного элемента достигается за счет осуществления следующих трех основных процессов:

- предварительного механического сжатия уплотнительного элемента в процессе его изготовления и окончательного его сжатия на забое скважины под действием давления рабочего агента;

- теплового расширения супертонкого базальтового волокна и частиц металлов, которыми насыщен уплотнительный элемент; и

- синтеза наноразмерных частиц оксидов металлов из некоторой части частиц металлов, которыми насыщен уплотнительный элемент.

Для обеспечения еще более плотного прижатия уплотнительного элемента к стенкам скважины, прижимные элементы, создающие осевое усилие на кольцевые уплотнительные элементы, выполнены из материала «С памятью формы» в рабочем положении (при нагреве принимающие форму конуса), что при сжатии кольцевых уплотнительных элементов создает дополнительный эффект расклинивания. В силу значительных силовых нагрузок в присутствии высоких температур часть элементов заявленного устройства, в предпочтительном варианте выполнены из титана. Результатом использования заявленного устройства является надежное разобщение отдельных участков ствола скважины в процессе использования тепловых МУН при давлении до 70 МПа и температуре до 600°С.

Несмотря на то что настоящее изобретение описывается на представленном примере, возможны различные модификации, не противоречащие основным принципам изобретения. Поэтому настоящее изобретение следует рассматривать как относящееся к любым подобным модификациям в пределах существа изобретения.

1. Устройство для разобщения отдельных участков ствола скважины, содержащее трубы НКТ, уплотнительный элемент цилиндрической формы, установленный концентрично трубе НКТ между нею и обсадной трубой, отличающееся тем, что 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.

2. Устройство для разобщения отдельных участков ствола скважины по п. 1, отличающееся тем, что кольцевые уплотнительные элементы изготовлены из материала, работоспособного при температуре более 600°С.

3. Устройство для разобщения отдельных участков ствола скважины по п. 1, отличающееся тем, что нижняя труба НКТ выполнена из титана.

4. Устройство для разобщения отдельных участков ствола скважины по п. 1, отличающееся тем, что прижимные кольца содержат кольцевое основание и лепестки, между которыми выполнены прорези.

5. Устройство для разобщения отдельных участков ствола скважины по п. 4, отличающееся тем, что в нем применены две группы прижимных колец: верхние, расположенные выше упорного кольца, и нижние, расположенные ниже упорного кольца, которые в рабочем положении образуют зеркально симметричные конусы.

6. Устройство для разобщения отдельных участков ствола скважины по п. 1, отличающееся тем, что на трубы НКТ нанесено теплоизоляционное покрытие.

Группа изобретений относится к скважинным закачивающим инструментам, скважинным системам с указанным инструментом и к способам для формования в скважине цементной пробки.

Устройство для разобщения открытого ствола горизонтальной скважины на отдельные участки // 2595123

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, а именно к разработке и эксплуатации нефтяных пластов с зонами различной проницаемости в горизонтальных скважинах.

Способ разработки залежи, осложненной вертикальными разломами // 2595105

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, а именно к разработке пластовых залежей нефти, осложненных вертикальными разломами, вытеснением рабочим агентом.

Устройство для разобщения отдельных участков ствола скважины // 2595017

Изобретение относится к области добычи нефти и газа. Техническим результатом является повышение рабочих давления и температуры.

Уплотнительные устройства для герметизации поверхностей стенки ствола скважины и способы их установки в стволе скважины // 2593397

Группа изобретений относится к уплотнительным устройствам и способам для герметизации зоны нарушения в стволе скважины. Техническим результатом является изоляция участков ствола скважины.

Двуствольный пакер с проходом кабеля // 2592925

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.

Устройство для изоляции пласта в скважине // 2592914

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.

Устройство для изоляции пласта в скважине // 2592592

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

Устройство для манжетного цементирования скважины // 2592591

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.

Трубная исполнительная система и способ // 2592316

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.

Кольцевая перегородка с усилением давления // 2597418

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.

Затрубный барьер с механизмом приложения осевого усилия // 2598002

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.

Система поддержки герметизирующего элемента // 2598104

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.

Устройство для приведения пакера в рабочее положение // 2599397

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.

Способ доразработки нефтяной залежи // 2600255

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при доразработке нефтяной залежи преимущественно с повышенной и высокой вязкостью нефти. Технический результат - повышение нефтеотдачи залежи. По способу осуществляют бурение проектного числа нагнетательных и добывающих скважин. Обеспечивают заводнение залежи и извлечение нефти на поверхность с последующим бурением дополнительных добывающих горизонтальных скважин или горизонтальных стволов со старых скважин в область застойных зон нефти. При этом бурение горизонтальных скважин производят в зоны остаточных запасов нефти, которые определяют по данным исследований, после обводнения добываемой продукции ниже предела рентабельной эксплуатации и определения соответствующих нагнетательных скважин - источников обводнения. Бурение дополнительных скважин или стволов производят в направлении ближайших добывающих скважин так, чтобы источник обводнения оставался между дополнительными скважинами или стволами. При этом продуктивная часть дополнительной скважины или ствола должна быть расположена на примерно равном расстоянии от добывающих скважин и занимать 30-70% от этого расстояния. Отбор нефти из дополнительных горизонтальных скважин осуществляют при небольшой депрессии. При обводнении дополнительных горизонтальных скважин длину их продуктивной части изменяют в ходе эксплуатации, изолируя интервалы поступления воды. 1 з.п. ф-лы, 1 пр., 2 ил.

Расширяющееся кольцевое изолирующее устройство // 2601643

Группа изобретений относится к способам заканчивания скважин. Техническим результатом является повышение надежности работы уплотнительного элемента. Способ заканчивания скважины, согласно которому закрепляют существующее трубное изделие в стволе скважины, образованном стенкой буровой скважины; подают дополнительное трубное изделие, имеющее начальный проходной диаметр, через существующее трубное изделие в положение с таким перекрыванием с существующим трубным изделием, что участок дополнительного трубного изделия проходит за нижний конец существующего трубного изделия; устанавливают, по меньшей мере, одно наружное уплотнение в выемке стенки дополнительного трубного изделия; продлевают, по меньшей мере, одно наружное уплотнение за указанную выемку перед расширением; расширяют существенный отрезок длины трубного изделия в направлении стенки буровой скважины; вводят во взаимодействие уплотнение с окружающим необсаженным стволом скважины для уплотнения с ним. 3 н. и 17 з.п. ф-лы, 4 ил.

Пакер с кабельным вводом // 2601710

Изобретение относится к пакеру с кабельным вводом. Техническим результатом является повышение надежности и функциональных способностей пакера. Пакер с кабельным вводом, содержащий ствол, установленные на нем герметизатор, уплотнительный узел, кожух, входное отверстие с проходящим через него силовым кабелем, который закреплен герметично в канале между стволом и кожухом по броне посредством герметизирующего состава в виде компаунда, также он дополнительно снабжен, по меньшей мере, одной линией закачки химических реагентов или отвода газа. Пакер выполнен одноствольным. Уплотнительный узел и кожух жестко связаны между собой и эксцентрично установлены на стволе, образуя между собой и стволом канал, в котором размещен герметизатор с отверстием под силовой кабель и включающий корпус с разъемом по оси отверстия под силовой кабель, по меньшей мере два уплотнителя и прижимную шайбу. В корпусе герметизатора размещена линия закачки химических реагентов или отвода газа. Кожух снабжен отверстием для подачи герметизирующего состава в полость между уплотнителями. 2 ил.

Способ установки цементного моста в обсаженной скважине и устройство для его осуществления // 2603110

Изобретение относится к нефтяной и газовой промышленности и может быть использовано при испытании и ремонте нефтяных и газовых скважин с установкой цементного моста. Технический результат - повышение надежности, безопасности работ, сокращение объема технологических операций и сохранение недр при установке цементного моста. Способ включает спуск в скважину на рабочей колонне устройства, состоящего из башмачного узла, хвостовика и пакер-якоря. Затем осуществляют промывку скважины и последовательное закачивание первой буферной жидкости, тампонажного раствора, второй буферной жидкости и продавочной жидкости. Между тампонажным раствором и второй буферной жидкостью пропускают разделительную пробку. Башмачный узел располагают в нижнем интервале установки цементного моста, а в верхнем интервале установки цементного моста размещают пакер-якорь, состоящий из пакерного узла и якорного узла, зафиксированных срезным штифтом. Пакер-якорь также включает обратный клапан. При прохождении разделительной пробки через пакерный узел разделительная пробка сбивает полый штифт и открывает нагнетательный канал для сообщения гидравлической камеры с внутриколонным пространством. После посадки разделительной пробки в башмачный узел повышением давления приводят в действие якорный узел, в результате чего пакер-якорь фиксируют на обсадной колонне и открепляют от рабочей колонны. Разделительную пробку фиксируют в башмачном узле. Тампонажный раствор размещают в интервале установки цементного моста в кольцевом пространстве между обсадной колонной и хвостовиком, а также выше пакер-якоря из расчета его запаса для замещения объема, высвободившегося после подъема хвостовика с башмачным узлом из интервала установки цементного моста. Вторую буферную жидкость и продавочную жидкость размещают внутри хвостовика и рабочей колонны. Затем производят подъем рабочей колонны с хвостовиком до интервала размещения пакер-якоря. В момент выхода башмачного узла из пакер-якоря обеспечивают закрытие обратного клапана, перекрывающего центральный канал пакер-якоря. После этого с помощью подпружиненных кулачков через башмачный узел рабочей колонной создают осевую нагрузку на верхнюю часть пакер-якоря и производят пакеровку. Последующим повышением давления в рабочей колонне в башмачном узле открывают циркуляционные отверстия и при помощи второй буферной жидкости вымывают избыточный тампонажный раствор из интервала выше установки пакер-якоря. Затем рабочую колонну с хвостовиком и башмачным узлом поднимают на поверхность. 2 н.п. ф-лы, 3 ил.

Пакер скважинный набухающий // 2605242

Изобретение относится к пакерам с разбухающими материалами. Техническим результатом является создание надежной конструкции, исключающей вероятность ослабевания фиксации и прижатия пакера по истечении времени. Пакер скважинный набухающий содержит цилиндрический полый корпус с установленной снаружи разбухающей манжетой, способной увеличиваться в объеме под воздействием по меньшей мере одной предварительно определенной текучей среды, и одним или двумя якорями, выполненными в виде соединенной с корпусом пакера втулки с пластинами, которые снабжены снаружи насечками и выполнены с возможностью охвата снаружи соответствующих концов манжеты после ее набухания с фиксацией при этом относительно стенок скважины. Между втулкой якоря и торцом манжеты установлен конусный толкатель, выполненный с возможностью продольного перемещения относительно корпуса в сторону втулки при набухании манжеты с расширением пластин до прижатия их к стенкам скважины. Манжета выполнена сборной, состоящей из нескольких частей, между которыми установлены кольцевые упоры, выполненные с возможностью продольного перемещения относительно корпуса при набухании манжеты. В толкателе выполнены отверстия, сообщающие пространство у торца манжеты с внутрискважинным пространством. 5 з.п. ф-лы, 4 ил.

Пакер скважинный набухающий // 2605249

Изобретение относится к пакерам с разбухающими материалами. Техническим результатом является создание надежной конструкции, исключающей вероятность ослабевания фиксации и прижатия пакера по истечении времени. Пакер скважинный набухающий содержит цилиндрический полый корпус с установленной снаружи разбухающей манжетой, способной увеличиваться в объеме под воздействием по меньшей мере одной предварительной определенной текучей среды, и одним или двумя якорями, выполненными в виде соединенной с корпусом пакера втулки с пластинами, которые снабжены снаружи насечками и выполнены с возможностью охвата снаружи соответствующих концов манжеты после ее набухания с фиксацией при этом относительно стенок скважины. Между втулкой якоря и торцом манжеты установлен конусный толкатель, выполненный с возможностью продольного перемещения относительно корпуса в сторону втулки при набухании манжеты с расширением пластин до прижатия их к стенкам скважины. В толкателе выполнены отверстия, сообщающие пространство у торца манжеты с внутрискважинным пространством. 1 з.п. ф-лы, 3 ил.