Пакер

Изобретение относится к пакерам. Техническим результатом является повышение надежности работы пакера. Пакер включает ствол, установленные на стволе самоуплотняющуюся сверху вниз манжету и конус, а также расположенную на стволе ниже конуса с возможностью осевого перемещения обойму, в обойме по ее окружности расположены пружинные центраторы и шлипсы, подпружиненные соответственно наружу и внутрь в радиальном направлении разрезным пружинным кольцом, наконечник. Сверху ствол оснащен внутренней цилиндрической протокой, в которую установлен наконечник, оснащенный радиальными каналами. В транспортном положении наконечник закреплен относительно ствола срезным элементом. Радиальные каналы наконечника герметично перекрыты стволом. В рабочем положении наконечник имеет возможность ограниченного осевого перемещения относительно ствола и разгерметизации радиальных каналов наконечника. Ствол оснащен наружными верхним, средним и нижним кольцевым выступами, образующими на стволе наружные верхнюю и нижнюю проточки. В наружной верхней проточке с возможностью ограниченного осевого перемещения установлен конус с самоуплотняющейся манжетой. В наружной нижней проточке с возможностью ограниченного осевого перемещения установлена обойма. Сверху ствол выше самоуплотняющейся манжеты оснащен жестким центратором. Снизу ствол оснащен шаблоном, выполненным в виде двух колец с радиальными разрезами на наружной поверхности. Кольца имитируют габаритные диаметры обоймы и центратора ствола, а также расстояние между ними, при этом кольца зафиксированы на стволе срезными штифтами. 1 ил.

 

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и предназначено для поинтервальной опрессовки обсадных колонн и проверки герметичности приустьевой части обсадной колонны.

Известен пакер устьевой (патент RU №2152506, E21B 33/12, опубл. в бюл. №19 от 10.07.2000 г.), состоящий из корпуса, узла уплотнения и хвостовика, при этом узел уплотнения выполнен из двух радиальных манжет с воротничками и пологими наружными фасками для ввода пакера в устье скважины, разделенных шайбой со скосами, геометрически соответствующими поверхности воротничков манжет, и снабженной каналами подачи жидкости из верхней манжеты в нижнюю, а также распорной втулки для ограничения степени сжатия манжет упорами - стабилизаторами, верхний из которых снабжен каналами подачи жидкости из затрубного пространства в полость верхней манжеты, при этом хвостовик снабжен кольцевым рядом радиальных сквозных отверстий с резьбой для установки стопорных винтов, фиксирующих хвостовик в кольцевой проточке корпуса.

Недостатками данной конструкции являются:

- во-первых, сложность конструкции, обусловленная большим количеством узлов и деталей;

- во-вторых, сложность изготовления, обусловленная большим количеством технически сложных деталей, что ведет к удорожанию конструкции в целом и, как следствие, высокой ее стоимости;

- в-третьих, высокая продолжительность работ, связанная с применением пакера, так как перед спуском пакера в скважину необходимо совершить спуско-подъем шаблона, чтобы убедится в прохождении пакера. Таким образом, необходимо совершить две спуско-подъемные операции.

Наиболее близким по технической сущности к предлагаемому является пакер (патент RU №2305752, E21B 33/128, опубл. в бюл. №25 от 10.09.2007 г.), включающий ствол с фигурным пазом на наружной поверхности с коротким и длинным продольными участками, жестко связанную со стволом опору, последовательно расположенные под ней уплотнительный элемент и конус, установленную на стволе с возможностью осевого перемещения обойму с направляющим штифтом, который размещен в фигурном пазу, установленные в обойме по ее окружности пружинные центраторы и шлипсы, подпружиненные соответственно наружу и внутрь в радиальном направлении, самоуплотняющуюся манжету, установленную на стволе выше опоры, жестко соединенный со стволом наконечник и груз, расположенный сверху ствола, при этом продольные короткий и длинный участки фигурного паза соединены между собой замкнутым фигурным участком так, что при осевом возвратно-поступательном перемещении обоймы относительно ствола направляющий штифт будет расположен то в коротком осевом участке - транспортное положение, то в длинном осевом участке фигурного паза - рабочее положение, уплотнительный элемент выполнен в виде самоуплотняющейся манжеты, не пропускающей сверху вниз, а наконечник сверху оснащен радиальными отверстиями, выше которых выполнена заглушка, оснащенная радиальным штифтом, при этом груз выполнен в виде стакана, надетого на наконечник и герметично перекрывающего его радиальные отверстия, выполненные с возможностью открытия при перемещении наконечника вниз относительно груза, на наружной поверхности которого выполнены сквозные осевые проточки под радиальный штифт заглушки наконечника, причем выше сквозных осевых проточек выполнены радиальные каналы, постоянно сообщающие внутреннее пространство груза с наружным пространством, при этом ствол снизу оснащен дополнительным грузом, выше которого на стволе выполнены нижние радиальные каналы.

Недостатками данной конструкции являются:

- во-первых, сложность конструкции, обусловленная большим количеством узлов и деталей (заглушка, стакан, опора, две самоуплотняющиеся манжеты и т.д.);

- во-вторых, сложность изготовления (фрезерные работы), обусловленная наличием фигурного паза с коротким и длинным продольными участками, который необходимо выполнить на наружной поверхности ствола, что ведет к удорожанию конструкции в целом и, как следствие, высокой ее стоимости;

- в-третьих, низкая надежность работы пакера, спускаемого в скважину на кабеле, что чревато прихватом пакера в скважине и обрывом каната, кроме того, из опыта применения данного пакера в запарафиненных скважинах высока вероятность того, что в процессе осевого перемещения пакера (вверх вниз) штифт не сможет перейти из транспортного положения в рабочее положение, т.е. штифт останется в коротком участке фигурного паза и не сможет перейти в длинный участок фигурного паза, поэтому пакер оказывается не работоспособным;

- в четвертых, высокая продолжительность работ, связанная с применением пакера, так как перед спуском пакера в скважину необходимо совершить спуско-подъем шаблона, чтобы убедится в прохождении пакера. Таким образом, необходимо совершить две спуско-подъемные операции.

Технической задачей изобретения является упрощение конструкции пакера и снижение себестоимости его изготовления, а также повышение надежности работы пакера в скважине и снижение финансовых затрат на проведения работ с пакером.

Поставленная техническая задача решается пакером, включающим ствол, установленные на стволе самоуплотняющуюся сверху вниз манжету и конус, а также расположенную на стволе ниже конуса с возможностью осевого перемещения обойму, в обойме по ее окружности расположены пружинные центраторы и шлипсы, подпружиненные соответственно наружу и внутрь в радиальном направлении разрезным пружинным кольцом, наконечник.

Новым является то, что сверху ствол оснащен внутренней цилиндрической протокой, в которую установлен наконечник, оснащенный радиальными каналами, при этом в транспортном положении наконечник закреплен относительно ствола срезным элементом, а радиальные каналы наконечника герметично перекрыты стволом, причем в рабочем положении наконечник имеет возможность ограниченного осевого перемещения относительно ствола и разгерметизации радиальных каналов наконечника, причем ствол оснащен наружными верхним, средним и нижним кольцевым выступами, образующими на стволе наружные верхнюю и нижнюю проточки, причем в наружной верхней проточке с возможностью ограниченного осевого перемещения установлен конус с самоуплотняющейся манжетой, а в наружной нижней проточке с возможностью ограниченного осевого перемещения установлена обойма, при этом сверху ствол выше самоуплотняющейся манжеты оснащен жестким центратором, а снизу ствол оснащен шаблоном, выполненным в виде двух колец с радиальными разрезами на наружной поверхности, причем кольца имитируют габаритные диаметры обоймы и центратора ствола, а также расстояние между ними, при этом кольца зафиксированы на стволе срезными штифтами.

На фигуре схематично изображен пакер в продольном разрезе.

Пакер включает ствол 1, установленные на стволе 1 самоуплотняющуюся сверху вниз манжету 2 и конус 3, а также расположенную на стволе 1 ниже конуса 3 с возможностью осевого перемещения обойму 4. Обойма 4 имеет диаметр d1.

В обойме 4 по ее окружности расположены пружинные центраторы 5 и шлипсы 6, подпружиненные соответственно наружу и внутрь в радиальном направлении разрезным пружинным кольцом 6'.

Сверху ствол 1 оснащен внутренней цилиндрической протокой 1', в которую установлен наконечник 7, оснащенный радиальными каналами 8.

В транспортном положении наконечник 7 закреплен относительно ствола 1 срезным элементом 9.

Радиальные каналы 8 наконечника 7 герметично перекрыты стволом 1, причем в рабочем положении наконечник 7 имеет возможность ограниченного осевого перемещения относительно ствола 1 и разгерметизации радиальных каналов 8 наконечника 7.

Ствол 1 оснащен наружными верхним 10, средним 11 и нижним 12 кольцевым выступами, образующими на стволе 1 наружные верхнюю 13 и нижнюю 14 проточки.

В наружной верхней проточке 13 с возможностью ограниченного осевого перемещения установлен конус 3 с самоуплотняющейся сверху вниз манжетой 2.

В наружной нижней проточке 14 с возможностью ограниченного осевого перемещения установлена обойма 4. Сверху ствол 1 выше самоуплотняющейся манжеты 2 оснащен жестким центратором 15, например, на резьбе. Центратор 15 имеет диаметр d2.

Обойма 4 и жесткий центратор 15 ствола 1 размещены на расстоянии - L между собой. Снизу ствол оснащен шаблоном 16, выполненным в виде двух колец 17' и 17'' с радиальными разрезами 18' и 18'' на наружной поверхности.

Кольца 17' и 17'' имеют соответственно диаметры d1' и d2', а также расстояние L' между кольцами 17' и 17'' и имитируют, соответственно, габаритные размеры: d1 - обоймы 4 и - жесткого центратора 15 ствола 1, а также расстояние - L между ними.

Кольца 17' и 17'' зафиксированы на стволе срезными штифтами 19.

Пакер работает следующим образом.

На устье скважины колонну насосно-компрессорных труб 20 соединяют с наконечником 7 с помощью муфты (не показано) и спускают пакер в обсадную колонну скважины (не показано) в самый нижний интервал опрессовки (при поинтервальной опрессовке производят опрессовку обсадной колонны скважины снизу вверх), при этом самоуплотняющаяся сверху вниз манжета 2 находится в контакте с внутренними стенками обсадной колонны, при этом она перепускает скважинную жидкость снизу вверх.

Кроме того, в контакте с внутренними стенками обсадной колонны находятся пружинные центраторы 5 обоймы 4, благодаря чему в процессе спуска пакера в скважину самоуплотняющаяся сверху вниз манжета 2 и конус 3, находящиеся в наружной верхней проточке 13, уперты в торец верхнего кольцевого выступа 10 ствола 1, а обойма 4, находящаяся в наружной нижней проточке 14, уперта в торец среднего кольцевого выступа 11 ствола 1.

В процессе спуска пакера происходит шаблонирование обсадной колонны скважины благодаря тому, что ствол 1 оснащен снизу шаблоном 16, выполненным в виде двух колец 17' и 17" с радиальными разрезами 18' и 18'' на наружной поверхности, перепускающими скважинную жидкость снизу вверх.

Кольца 17' и 17'' имеют, соответственно, диаметры d1' и d2', а также расстояние L' между кольцами 17' и 17'' и имитируют, соответственно, габаритные размеры: d1 - обоймы 4 и d2 - жесткого центратора 15 ствола 1, а также расстояние - L между ними, т.е. d1'=d1; d2'=d2. Таким образом, за одну спуско-подъемную операцию происходит шаблонировка и опрессовка обсадной колонны скважины, в связи с чем сокращается продолжительность работ с применением пакера.

При недохождении пакера до заданного интервал опрессовки производят извлечение пакера. В случае жесткой посадки кольца 17' и 17'' шаблона 16 или при возникновении предельно допустимых осевых нагрузок и продолжении движения шаблона вниз штифты срезаются, что исключает прихват кольца. Для этого производят натяжение колонны насосно-компрессорных труб 20 вверх, например на 8 тонн=80000 Н, при этом разрушаются срезные штифты 19 кольца 17' и/или кольца 17'', после чего пакер извлекают из скважины, при этом кольца 17' и/или кольца 17'' с разрушеными срезными элементами 19 остаются на стволе благодаря ограничителю 21, выполненному на нижнем конце ствола 1.

Повышается надежность работы пакера, спускаемого в скважину на колонне насосно-компрессорных труб, так как исключается прихват пакера, оснащенного снизу шаблоном, имитирующим габаритные размеры пакера, а так как кольца шаблона имеют срезные штифты, то исключается прихват пакера. Кроме того, отсутствие на стволе фигурного паза повышает надежность срабатывания пакера, так как гарантировано обеспечивает переход из транспортного положения в рабочее положение и, наоборот, даже в запарафиненных скважинах и обеспечивает работоспособность пакера.

Достигнув требуемого интервала опрессовки обсадной колонны, доливают ее технологической жидкостью и герметизируют пространство между колонной насосно-компрессорных труб 20 и обсадной колонной на устье скважины.

Поднимают давление в межколонном пространстве (не показано) скважины, при этом сначала самоуплотняющаяся сверху вниз манжета 2, находящейся в контакте с внутренними стенками обсадной колонны скважины, и конус 3 под действием давления жидкости перемещается вниз в пределах наружной верхней проточки 13, при этом в определенный момент конус 3 вступает во взаимодействие с внутренней поверхностью шлипсов 5 обоймы 4, так как последний, благодаря взаимодействию центраторов 6, установленных на обойме 4 с внутренними стенками обсадной колонны, остается в неподвижном положении и обоймой 4 уперт в торец среднего кольцевого выступа 11 ствола 1.

В результате шлипсы 6 обоймы 4 расширяются радиально наружу, разжимая диаметрально пружинное кольцо 6' и фиксируются на внутренних стенках обсадной колонны скважины, исключая осевое перемещение пакера вниз. После чего самоуплотняющаяся сверху вниз манжета 2 под действием давления жидкости еще более самоуплотняется, плотнее прижимаясь к внутренним стенкам обсадной колонны скважины.

Давление поднимают до намеченного опрессовкой, согласно утвержденного плана работ и производят опрессовку обсадной колонны, при этом опрессовке подвергается как обсадная колонна выше пакера, так и устьевая арматура и превентор (если они имеются) на фигуре не показано. После проведения опрессовки давление в обсадной колонне скважины сбрасывают.

После чего натягивают колонну насосно-компрессорных труб 20 вверх, и при определенном усилии (например, 3 тонны=30000 Н) происходит разрушение срезного элемента 9. В результате наконечник 7 перемещается вверх относительно корпуса 1 в пределах его внутренней цилиндрической проточки 1, при этом открываются радиальные каналы 8 наконечника 7, которые оказываются выше ствола 1, при этом пакер занимает транспортное положение.

В итоге скважинная жидкость, находящаяся выше пакера, устремляется через радиальные каналы 8 наконечника 7 через внутренне пространство ствола 1 в подпакерное пространство. Дают выдержку по времени в течение 3-5 минут, при этом давление жидкости над и под пакером выравнивается.

После чего приподнимают пакер посредством колонны насосно-компрессорных труб, при этом конус 3 выходит из взаимодействия с внутренней поверхностью шлипсов 6 обоймы 4, при этом шлипсы 6 под действием возвратной силы пружинного кольца 6' перемещаются радиально внутрь и отходят от внутренних стенок обсадной колонны скважины, занимая транспортное положение, при этом обойма 4 благодаря взаимодействию пружинных центраторов 5, установленных на обойме 4 с внутренними стенками обсадной колонны, остается в неподвижном положении, а ствол 1 перемещается вверх относительно обоймы 4 в пределах наружной верхней проточки 13, при этом обойма 4 упирается в нижний кольцевой выступ 12. При необходимости производят опрессовку обсадной колонны скважины в другом вышележащем интервале или извлекают из обсадной колонны скважины.

Предлагаемый пакер имеет простую конструкцию и низкую себестоимость изготовления, вследствие отсутствия необходимости выполнения на стволе фигурного паза с коротким и длинным продольными участками, а также достаточно надежен в работе и позволяет сократить продолжительность работ вследствии совмещения технологических операций по шабланировке и опрессовке обсадной колонны скважины, что в свою очередь позволяет снизить финансовые затраты.

Пакер, включающий ствол, установленные на стволе самоуплотняющуюся сверху вниз манжету и конус, а также расположенную на стволе ниже конуса с возможностью осевого перемещения обойму, в обойме по ее окружности расположены пружинные центраторы и шлипсы, подпружиненные соответственно наружу и внутрь в радиальном направлении разрезным пружинным кольцом, наконечник, отличающийся тем, что сверху ствол оснащен внутренней цилиндрической протокой, в которую установлен наконечник, оснащенный радиальными каналами, при этом в транспортном положении наконечник закреплен относительно ствола срезным элементом, а радиальные каналы наконечника герметично перекрыты стволом, причем в рабочем положении наконечник имеет возможность ограниченного осевого перемещения относительно ствола и разгерметизации радиальных каналов наконечника, причем ствол оснащен наружными верхним, средним и нижним кольцевым выступами, образующими на стволе наружные верхнюю и нижнюю проточки, причем в наружной верхней проточке с возможностью ограниченного осевого перемещения установлен конус с самоуплотняющейся манжетой, а в наружной нижней проточке с возможностью ограниченного осевого перемещения установлена обойма, при этом сверху ствол выше самоуплотняющейся манжеты оснащен жестким центратором, а снизу ствол оснащен шаблоном, выполненным в виде двух колец с радиальными разрезами на наружной поверхности, причем кольца имитируют габаритные диаметры обоймы и центратора ствола, а также расстояние между ними, при этом кольца зафиксированы на стволе срезными штифтами.



 

Похожие патенты:

Изобретение относится к устройству изоляции части скважины. Техническим результатом является обеспечение эффективности герметизации.

Изобретение относится к устройству для поинтервальной обработки пласта в открытом горизонтальном стволе скважины. Техническим результатом является повышение эффективности работы устройства.

Изобретение относится к пакерам. Техническим результатом является повышение надежности работы в горизонтальном участке скважины.

Изобретение относится к пакеру разбуриваемому с посадочным инструментом. Техническим результатом является упрощение конструкции и повышение эффективности работы.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к способам разобщения водоносных и нефтеносных интервалов ствола горизонтальной скважины. При реализации способа проводят спуск с промывкой в пробуренную необсаженную эксплуатационной колонной горизонтальную часть ствола скважины по меньшей мере одного скважинного фильтра в составе хвостовика, оборудованного срезаемыми заглушками.

Группа изобретений относится к трубной заанкеривающей системе и гнезду для трубной системы обработки. Техническим результатом является обеспечение улучшенного заанкеривания трубной системы.

Изобретение относится к способу формирования блокирующей пробки в скважине. Техническим результатом является создание разобщающей равномерной пробки непосредственно внутри скважины.

Группа изобретений относится к трубе для установки в скважине и способу крепления трубчатого элемента. Техническим результатом является повышение надежности работы.

Изобретение относится к способам гидродинамических исследований и изоляции зон поглощений в скважинах. Техническим результатом является расширение области применения в осложненных условиях, в наклонных и горизонтальных скважинах.

Изобретение относится к манжетному разобщителю пластов. Техническим результатом является создание надежного и герметичного устройства для разобщения пластов в скважине.

Группа изобретений относится к набухающей системе, вступающей в реакцию с потоком текучей среды, и к способу управления работой набухающей системы. Техническим результатом является увеличение КПД набухания в различных условиях. Набухающая система, вступающая в реакцию с потоком текучей среды, содержит изделие, которое включает набухающий материал, функционально выполненный с возможностью набухания под воздействием потока текучей среды. Текучая среда является водной основой и содержит катионы металла из растворенных солей. Фильтрующий материал размещен с набухающим материалом и функционально выполнен с возможностью удаления многовалентных катионов из потока текучей среды до воздействия на набухающий материал. Фильтрующий материал содержит материал на основе графена, который включает, по меньшей мере, одну функциональную группу, функционально выполненную с возможностью захвата многовалентных катионов. Фильтрующий материал и набухающий материал гомогенно перемешаны в изделии. 2 н. и 16 з.п. ф-лы, 4 ил.

Изобретение относится к эластомерным полимерным материалам для изготовления набухающих уплотняющих изделий с контролируемыми свойствами набухания и к использованию таких материалов. Эластомерная композиция включает эластомерную матрицу и смещанный с ней прекурсор. При этом прекурсор имеет ограниченную растворимость в жидкости, такой как вода, и может быть превращен в соединение, которое растворимо в указанной жидкости, такой как вода, в результате чего эластомерная композиция становится набухающей. Композиции изобретения могут быть использованы в способе, который включает размещение композиции в заданном месте, и превращение указанного прекурсора в соединение, растворимое в жидкости, приведением в контакт указанной композиции с указанной жидкостью до, во время и/или после указанного превращения указанного прекурсора. Описан также продукт, который используется в виде средства расширяющегося типа, прокладки или уплотнения. Технический результат – обеспечение контроля набухания уплотнительных средств при использовании их в месте применения. 3 н. и 6 з.п. ф-лы, 1 ил., 2 табл., 1 пр.

Изобретение относится к скважинной разработке и эксплуатации многопластовых месторождений с применением гидравлического разрыва пласта, эксплуатируемого одной скважиной. Способ одновременно-раздельной эксплуатации скважины с гидроразрывом пласта с применением разбуриваемого пакера-пробки с клапаном, в скважинах с двумя или более продуктивными пластами реализован тем, что пакер-пробка установлен над нижележащим от обрабатываемого пластом при помощи посадочного инструмента со сбивным клапаном с электроприводом на кабеле или гидравлического посадочного инструмента на насосно-компрессорных трубах. После извлечения посадочного инструмента пакер загерметизирован при помощи бросового шара и произведен гидроразрыв верхних пластов по известной технологии без отключения нижних и без снятия пакера, обеспечивающего разделение пластов и их одновременно-раздельную эксплуатацию. При вводе скважины в эксплуатацию работают верхние пласты. Если нижний пласт обладает большей производительностью, чем верхний, то он работает, поднимая бросовый шар. При малой производительности нижнего пласта разбуриваемый пакер-пробка препятствует продавливанию скважинной жидкости из верхних пластов в нижний. Технический результат заключается в обеспечении возможности производить работы по гидроразрыву вышележащих пластов без отключения нижних и без снятия пакера, обеспечивающего разделение пластов и их одновременно-раздельную эксплуатацию. 4 ил.

Группа изобретений относится к набухающему пакеру с контролируемой скоростью набухания, способу изготовления набухающего пакера с контролируемой скоростью набухания и способу использования набухающего пакера с контролируемой скоростью набухания. Техническим результатом является регулирование скорости расширения набухающего пакера с контролируемой скоростью набухания для изоляции участков ствола скважины. Набухающий пакер с контролируемой скоростью набухания содержит сердечник; уплотнительный элемент, расположенный вокруг, по меньшей мере, части сердечника и содержащий материал, поддающийся набуханию при контакте с агентом набухания. Рубашка наложена на наружную поверхность уплотнительного элемента с обеспечением участков наружной поверхности уплотнительного элемента, покрытых рубашкой, и участков наружной поверхности уплотнительного элемента, не покрытых рубашкой. Рубашка выполнена по существу непроницаемой для агента набухания. Удерживающий покрывающий слой нанесен на рубашку и на указанные непокрытые участки наружной поверхности уплотнительного элемента. Этот удерживающий покрывающий слой позволяет агенту набухания притекать через непокрытые участки наружной поверхности уплотнительного элемента и вступать в контакт с указанным поддающимся набуханию материалом. 3 н. и 22 з.п. ф-лы, 9 ил., 5 пр.

Группа изобретений относится к уплотнению и к способу временного уплотнения элемента. Техническим результатом является исключение удаления компонентов или инструментов из ствола скважины. Уплотнение содержит металлический композит. Металлический композит включает в себя сотовую наноматрицу, содержащую металлосодержащий материал наноматрицы, металлическую матрицу, размещенную в сотовой наноматрице, и агент разрушения, размещенный в металлической матрице. Агент разрушения содержит: кобальт, медь, железо, никель, вольфрам или комбинацию, содержащую по меньшей мере одно из вышеупомянутого. Уплотнение содержит первую уплотняющую поверхность и вторую уплотняющую поверхность, размещенную противоположно первой уплотняющей поверхности. Металлосодержащий материал наноматрицы, металлическая матрица и агент разрушения выбраны так, что уплотнение выполнено с возможностью образования уплотнения металла к металлу в ответ на приложение сжимающей силы. Уплотнение может быть приготовлено с помощью объединения порошка металлической матрицы, агента разрушения и металлического материала наноматрицы с образованием композиции; уплотнения композиции с образованием уплотненной композиции; спекания уплотненной композиции; и прессования спеченной композиции с образованием уплотнения. 3 н. и 21 з.п. ф-лы, 18 ил.

Изобретение относится к затрубным барьерам. Техническим результатом является сокращение вероятности растрескивания разжимной металлической муфты во время разжимания без значительного увеличения суммарной толщины затрубного барьера. Затрубный барьер предназначен для разжимания в затрубном пространстве между трубчатой конструкцией скважины и внутренней стенкой ствола скважины для обеспечения изоляции зоны между первой зоной и второй зоной ствола скважины и содержит трубчатую часть для установки в качестве части трубчатой конструкции скважины, разжимную металлическую муфту, окружающую трубчатую часть и имеющую внутреннюю поверхность, обращенную к трубчатой части, и наружную поверхность, обращенную к внутренней стенке ствола скважины. Каждый конец разжимной металлической муфты соединен с соединительной частью, соединенной с трубчатой частью. Затрубный барьер содержит пространство между внутренней поверхностью разжимной металлической муфты и трубчатой частью и отверстие разжимания в трубчатой части, через которое в пространство может поступать текучая среда для того, чтобы разжимать разжимную металлическую муфту. Затрубный барьер содержит первую предохранительную металлическую муфту, окружающую трубчатую часть для обеспечения устойчивости к воздействию давления в случае наличия отверстия в разжимной металлической муфте. Первая предохранительная металлическая муфта имеет первую внутреннюю поверхность, упирающуюся в поверхность разжимной металлической муфты. Каждый конец первой предохранительной металлической муфты соединен с соединительной частью, соединенной с трубчатой частью. 13 з.п. ф-лы, 9 ил.

Изобретение относится к скважинному инструменту для герметизации ствола скважины. Описан скважинный герметизирующий материал с регулируемой скоростью разбухания, включающий композицию, содержащую: полимер, содержащий полимер на нитрильной основе или этилен-пропилен -диеновый сополимерный каучук; абсорбент, причем данный абсорбент содержит акриловый сополимер; первичную сшитую сетчатую структуру, включающую первичные связи между цепями полимера; и вторичную сшитую сетчатую структуру, включающую вторичные связи между молекулами абсорбента, где вторичные связи образуются посредством сшивающего реагента, содержащего титанат, цирконат, аминокарбоновую кислоту, металлохелат, борат, кеталь или их комбинацию, и где вторичные связи разрушаются под действием изменения величины рН, температуры, давления, солености, или их комбинации, тогда как первичные связи остаются незатронутыми под действием тех же условий; и где герметизирующий материал разбухает и герметизирует скважину в результате разрушения вторичной сшитой сетчатой структуры. Также описаны способ регулирования скорости разбухания скважинного герметизирующего материала, композиция для формирования скважинного герметизирующего материала, система для герметизации ствола скважины и скважинный герметизирующий материал с регулируемой скоростью разбухания. Технический результат: получен скважинный герметизирующий материал с регулируемой скоростью набухания. 6 н. и 33 з.п. ф-лы, 9 ил.

Группа изобретений относится к узлу уплотнителя скважины для использования в канавке уплотнителя скважинного компонента, способу герметизации скважины и скважинному устройству для использования в скважине. Техническим результатом является повышение эффективности уплотнения скважины. Узел уплотнителя скважины для использования в канавке уплотнителя скважинного компонента содержит набухающий эластомерный уплотнитель, расположенный в канавке уплотнителя и выполненный с возможностью расширения при контакте с определенной жидкостью, и опорный элемент, расположенный в канавке уплотнителя в осевом направлении между набухающим эластомерным уплотнителем и осевой концевой стенкой канавки уплотнителя. Опорный элемент содержит неровности поверхности, расширяющие опорный элемент в радиальном направлении наружу при сжатии посредством набухающего эластомерного уплотнителя в осевом направлении. 3 н. и 16 з.п. ф-лы, 4 ил.
Изобретение относится к получению нефтепромыслового элемента - прессованного изделия, которое можно применять в нефтедобывающей отрасли. Техническим результатом является повышение степени набухания в углеводородной среде и увеличение срока эксплуатации при упрощении состава. Предложен способ получения нефтепромыслового набухающего в углеводородной среде элемента из композиции, включающей, мас.ч.: этилен-пропилен-диеновый каучук с содержанием, мол.%: этилен 60-77, этилиденнорборнен 0,9-8, пропилен остальное, - 100,0, эфир целлюлозы - 1,0-50,0, сополимер акриловой кислоты с амидом акриловой кислоты или с акрилатом калия - 60,0-150,0, технический углерод - 50,0-100,0, высокодисперсный оксид кремния - 15,0-50,0, оксид цинка - 3,0-7,0, стеариновая кислота - 1,5-3,0, антиоксиданты - 1,0-2,0, вулканизующая система: сера - 0,5-2,5 и ускорители вулканизации - 2,3-3,5 или органический пероксид - 4,5-10,0 и соагент вулканизации (100% активного вещества) - 3,6-5,0, технологические добавки - 1,0-3,0, путем перемешивания, осуществляемого в две стадии: сначала перемешивают 30-40 мин все компоненты, кроме вулканизирующей системы, при температуре смеси в конце перемешивания не более 140°С, затем после охлаждения смеси до 40-60°С вводят вулканизирующую систему, перемешивают 10-13 мин при температуре смеси в конце перемешивания не более 110°С, с последующим формованием элемента под давлением 12-20 МПа при температуре 150-170°С в течение 30-60 мин.

Изобретение относится к устройствам для фиксирования колонны насосно-компрессорных труб (НКТ) в обсадной колонне и устранения волнообразного изгиба колонны НКТ при добыче пластового флюида скважинными штанговыми насосными установками. Якорь состоит из корпуса, конуса, плашек, установленных на конус с помощью ласточкиного хвоста, кожуха, срезных штифтов. На конусе вдоль ласточкиного хвоста выполнены канавки, в которых размещены подвижно ролики, установленные в обойму, причем плашки своим основанием опираются на ролики. Конус зафиксирован от перемещения относительно корпуса с помощью цанги или пружинного разрезного кольца. Цанга или пружинное разрезное кольцо своим нижним торцом упирается в кольцо, установленное на буртике нижнего корпуса, а своим коническим выступом - в упорное кольцо, установленное на внутреннем буртике конуса. Технический результат заключается в упрощении конструкции и повышении надежности работы якоря для НКТ при добыче пластового флюида скважинными штанговыми насосными установками. 2 з.п. ф-лы, 1 ил.

Изобретение относится к пакерам. Техническим результатом является повышение надежности работы пакера. Пакер включает ствол, установленные на стволе самоуплотняющуюся сверху вниз манжету и конус, а также расположенную на стволе ниже конуса с возможностью осевого перемещения обойму, в обойме по ее окружности расположены пружинные центраторы и шлипсы, подпружиненные соответственно наружу и внутрь в радиальном направлении разрезным пружинным кольцом, наконечник. Сверху ствол оснащен внутренней цилиндрической протокой, в которую установлен наконечник, оснащенный радиальными каналами. В транспортном положении наконечник закреплен относительно ствола срезным элементом. Радиальные каналы наконечника герметично перекрыты стволом. В рабочем положении наконечник имеет возможность ограниченного осевого перемещения относительно ствола и разгерметизации радиальных каналов наконечника. Ствол оснащен наружными верхним, средним и нижним кольцевым выступами, образующими на стволе наружные верхнюю и нижнюю проточки. В наружной верхней проточке с возможностью ограниченного осевого перемещения установлен конус с самоуплотняющейся манжетой. В наружной нижней проточке с возможностью ограниченного осевого перемещения установлена обойма. Сверху ствол выше самоуплотняющейся манжеты оснащен жестким центратором. Снизу ствол оснащен шаблоном, выполненным в виде двух колец с радиальными разрезами на наружной поверхности. Кольца имитируют габаритные диаметры обоймы и центратора ствола, а также расстояние между ними, при этом кольца зафиксированы на стволе срезными штифтами. 1 ил.

Наверх