В нефтедобывающей отрасли промышленности при бурении скважин и их эксплуатации по технологическим причинам часто бывает необходимо разделить скважину на изолированные друг от друга части. Делают это при помощи специальных устройств, которые называются пакеры - www.sibneftemash.ru .

Пакеры для скважин нефтедобытчики стали применять практически с самого начала развития этого дела, постоянно улучшая их конструкции и приспосабливая пакеры для выполнения все более сложных задач. Наиболее применяемы сегодня три разновидности конструкций пакеров для скважин, отличающиеся способом деформации их уплотнительного элемента – механические пакеры, гидравлические и разбуриваемые.

Механические пакеры для скважин

Такие пакеры просты, надежны и безопасны, применять их можно не только в строго вертикальных, но и в наклонных, а также искривленных скважинах.

Гидравлические пакеры для скважин

Герметизация частей скважины пакерами этого вида осуществляется за счет деформации и прижатия их резинового уплотнительного элемента к стенам ствола скважины давлением рабочей жидкости, которая нагнетается с поверхности.

Существуют пакеры для скважин, в которых изолирующий резиновый элемент деформируется и от воздействия на него давления подаваемой с поверхности жидкости, и от массы колонны бурильных труб. Такие пакеры называются гидравлико-механическими.

Гидравлико-механическими являются и пакеры для скважин, у которых упорный узел выводится в рабочее положение воздействием подаваемой сверху жидкости, а сжимается их резиновый уплотнитель воздействием массы колонны бурильных труб.

Разбуриваемые пакеры для скважин

Пакеры этого типа применяются для герметичной изоляции двух частей ствола скважины. В скважине он остается вместе с затвердевшей тампонирующей цементной смесью, извлечь его невозможно и, при необходимости, пакер приходится разбуривать вместе с цементным тампоном (отсюда и название).

Кроме того, пакеры разделяются на конструкции, сбрасываемые в скважину и опускаемые в неё при помощи труб, а также работающие с опорой на забой и без опоры, так называемые, висячие.

Изобретение относится к пакерующим устройствам для герметизации межтрубного или заколонного пространства скважин. Пакер для скважины включает корпус с помещенным на нем уплотнительным элементом, узел пакеровки уплотнительного элемента механического действия, узел допакеровки уплотнительного элемента гидромеханического действия. Узел пакеровки находится выше уплотнительного элемента. Узел допакеровки помещен ниже уплотнительного элемента и выполнен с возможностью его срабатывания при снижении гидростатического давления в скважине при освоении и/или эксплуатации скважины до заданной величины. При этом во время допакеровки уплотнительного элемента обеспечена возможность контроля герметичности уплотнительного элемента и регулирования степени снижения гидростатического давления в скважине. Изобретение обеспечивает повышение надежности работы пакера за счет возможности перевода его в рабочее положение нагрузками, действующими в процессе освоения и/или эксплуатации скважины. 3 ил.

Изобретение относится к строительству и эксплуатации нефтяных и газовых скважин и, в частности, к пакерующим устройствам для герметизации межтрубного или заколонного пространства скважин.

Известен пакер для скважины, включающий корпус с установленным на нем уплотнительным элементом и клин-толкатель, размещенный в корпусе с возможностью осевого перемещения и деформирования уплотнительного элемента при создании внутри полости корпуса избыточного давления (см., например, RU 2118442, 25.06.1997).

Недостатком известного устройства является его ограниченная возможность по перекрытию и герметизации больших зазоров межтрубного пространства обсадной колонны или открытого ствола скважины. Недостатком этого устройства является также недостаточная его герметизирующая способность в обсадных колоннах с изношенной внутренней поверхностью, что существенно ограничивает область его применения. Кроме того, трудность установления соотношения необходимой, заранее задаваемой, степени деформации эластичного материала уплотнительного элемента для увеличенных зазоров скважины и реальных, трудно поддающихся точному прогнозу рабочих нагрузок в этой скважине ведет, зачастую, к тому, что уплотнительный элемент либо недогружен в действительности и потому не обеспечивает необходимую герметичность, либо перегружен из-за избыточной степени увеличения предельных нагрузок (избыточного запаса на предварительной стадии проектирования) и непреднамеренно длительного действия предельных нагрузок, ведущих к усталости материала уплотнительного элемента. Негативные результаты установки пакера - отсутствие необходимой его герметичности - требует повторного осуществления операции с долговременными операциями по исключению негативных последствий предшествующей операции.

Техническим результатом настоящего изобретения является повышение надежности работы пакера за счет возможности перевода его в рабочее положение реальными нагрузками, действующими в процессе освоения и/или эксплуатации скважины.

Необходимый технический результат достигается тем, что пакер для скважины включает корпус с помещенным на нем уплотнительным элементом, узел пакеровки уплотнительного элемента механического действия, помещенный выше уплотнительного элемента, и узел допакеровки уплотнительного элемента гидромеханического действия, помещенный ниже уплотнительного элемента, выполненный с возможностью его срабатывания при снижении гидростатического давления в скважине при освоении и/или эксплуатации скважины до заданной величины, при этом во время допакеровки уплотнительного элемента обеспечена возможность контроля герметичности уплотнительного элемента и регулирования степени снижения гидростатического давления в скважине.

Сущность изобретения заключается в том, что обеспечение герметичности пакера в открытом стволе или в колонне с изношенной поверхностью является одной из проблемных трудно разрешимых задач. Все известные решения предусматривают предварительный, на стадии проектирования, выбор усилия пакеровки, одного из основных параметров, задающего необходимую степень герметичности пакера. Результат зависит от степени соответствия проектного параметра реальным скважинным условиям. При несоответствии отмеченного параметра скважинным условиям и невозможности своевременно вмешаться в этот процесс происходят осложнения в скважинах, ликвидация которых, долговременная и трудозатратная, резко снижает эффективность работ в скважине. Изобретение обеспечивает возможность пакерования в две стадии. Первая - предварительная стадия - предусматривает первичное перекрытие кольцевого пространства, создание основы для второй стадии и оценку герметичности первой стадии в зависимости от нагрузок на уплотнительный элемент.Вторая стадия - допакеровка - предусматривает передачу нагрузки на пакер в строго заданное время - непосредственно во время освоения и/или эксплуатации скважины. Уплотнительный элемент пакера не испытывает длительных предельных нагрузок в простаивающей скважине, ведущих к усталостному износу. Принятую депрессию при освоении и/или эксплуатации скважины используют в качестве рабочего приводного усилия пакерования. При этом в процессе допакеровки уплотнительного элемента предусмотрена возможность контроля герметичности пакера и регулирования степени снижения гидростатического давления в скважине.

На фиг.1 в качестве примера представлен пакер в транспортном положении, на фиг.2 - приведенный в действие пакер при его испытании на герметичность созданием избыточного давления в колонне, на фиг.3 - при его испытании путем снижения гидростатического давления в скважине - уровня жидкости в колонне.

Пакер для скважины (фиг.1) включает транспортировочную колонну 1, составной корпус 2, на наружной поверхности которого выполнены верхние 3 и нижние 4 упорные канавки, кольцевые канавки 5 и 6 и радиальное отверстие 7. На корпусе 2 установлен уплотнительный элемент 8 с торцевой зашитой 9, верхняя 10 и нижняя 11 упорные втулки, взаимодействующие с фиксаторами конечного положения 12 и 13, на внутренней поверхности которых выполнены кольцевые выступы 14 и 15, взаимодействующие с упорными канавками 3 и 4. На корпусе 2 установлена нажимная воронка 16. Она зафиксирована посредством винта 17. Упомянутые выше позиции 3, 5, 9, 10, 12, 14, 16, 17 относятся к узлу пакеровки механического действия, который обеспечивает первую стадию пакерования. Он размещен выше уплотнительного элемента 8. На корпусе 2 под уплотнительным элементом 8 установлен узел допакеровки, характеризующий вторую стадию пакерования. Узел допакеровки состоит из закрепленной на корпусе посредством срезного винта 18 втулки 19, толкателя 20, неподвижно установленного посредством штифа 21 упорного кольца 22. При этом втулка 19, толкатель 20 и упорное кольцо 22 образуют с корпусом 2 кольцевую камеру 23. Необходимая герметичность устройства обеспечена уплотнительными кольцами 24. Позиция 25 отмечает внутреннюю поверхность предыдущей колонны. Уплотнительный элемент 8 может быть выполнен в виде верхней и нижней манжеты с проставочным кольцом 26 между ними.

В результате моделирования на стенде была установлена возможность увеличения степени герметизации кольцевого зазора при условии, если конусность (угол с вертикалью со стороны оси устройства) верхней и нижней частей проставочного кольца выполнена разной.

Спуск в скважину колонны с предлагаемым устройством осуществляют на транспортировочной колонне 1.

После спуска колонны производят ее «заякоривание», т.е. подвеску в предыдущей колонне и отсоединение от транспортировочной колонны. Отсоединение от транспортировочной колонны производят, например, гидравлически, путем создания расчетного избыточного давления, или механически - путем отворота. Узел якоря и узел разъединения на чертежах условно не показаны.

После закачки расчетного объема тампонажного раствора производят подъем транспортировочной колонны до ее выхода из нажимной воронки 16, срез, т.е. вымыв надпакерной порции тампонажного раствора.

На последней трубе транспортировочной колонны установлены заневолепные упорные кулачки (на чертежах условно не показаны), которые при подъеме упомянутой колонны автоматически устанавливаются в рабочее положение. После «срезки» надпакерной порции тампонажного раствора транспортировочную колонну разгружают, и упорные кулачки, взаимодействуя с торцевой частью нажимной воронки 16 воронки, деформируют уплотнительный элемент 8, прижимая его к внутренней поверхности предыдущей колонны 25. При этом верхняя упорная втулка 10 и фиксатор 12 удерживают уплотнительный элемент 8 в рабочем положении (фиг.2). На этом первая - предварительная стадия первичного перекрытия кольцевого пространства с помощью пакера завершена. Предварительная оценка герметичности уплотнительного элемента 8 пакера может быть определена путем создания кратковременного избыточного давления в колонне с устья скважины (по установленным правилам опрессовки), в надпакерной зоне. После снятия избыточного давления пакер находится в равновесном состоянии до завершения всех необходимых операций, в том числе всех исследований. Затем осуществляют вызов притока в скважину (пробную эксплуатацию) - подготовку к штатной эксплуатации путем снижения гидростатического давления в скважине - снижения уровня жидкости в колонне, которое ведет к созданию избыточного давления в подпакерной зоне (фиг.3). При снижении уровня жидкости в колонне до рабочего создается ситуация, когда давление в подпакерной зоне значительно превышает давление в надпакерной зоне (см. фиг.3). В таком случае под действием большего давления в подпакерной зоне (затрубного давления) разрушается срезной винт 18 и толкатель 20, перемещаясь, дополнительно деформирует уплотнительный элемент 8, т.е. осуществляет его допакеровку рабочим давлением (перепадом давлений), характеризующим предварительную (пробную) стадию эксплуатации - вызова притока или собственно эксплуатацию и, тем самым, автоматически повышает его герметизирующую способность. Предусмотрена возможность контроля герметизирующей способности пакера при его допакеровке непосредственно при рабочем давлении, например, установкой датчика давления в зоне пакера. Предусмотрена также возможность регулирования - изменения величины гидростатического давления, например, для надежности срабатывания узла допакеровки при отсутствии герметичности пакера и обеспечения при этом требуемого перепада давления. Эта возможность может быть обеспечена, например, наличием системы откачки (снижения уровня жидкости) из пространства за транспортировочной колонной. При определенном - достигнутом перепаде давления упорная втулка 11 и фиксатор 13 удерживают уплотнительный элемент 8 в рабочем допакерованном положении.

Предлагаемое устройство может быть широко использовано и в нецементируемых скважинах, где к герметичности пакера предъявлены повышенные требования.

Пакер для скважины, включающий корпус с помещенным на нем уплотнительным элементом, узел пакеровки уплотнительного элемента механического действия, помещенный выше уплотнительного элемента, и узел допакеровки уплотнительного элемента гидромеханического действия, помещенный ниже уплотнительного элемента, выполненный с возможностью его срабатывания при снижении гидростатического давления в скважине при освоении и/или эксплуатации скважины до заданной величины, при этом во время допакеровки уплотнительного элемента обеспечена возможность контроля герметичности уплотнительного элемента и регулирования степени снижения гидростатического давления в скважине.

Похожие патенты:

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при разработке нефтяной залежи с карбонатными коллекторами. Обеспечивает повышение нефтеотдачи залежи, эффективности вытеснения нефти, увеличения охвата пласта вытесняющим агентом за счет его последовательной отработки, снижения обводненности продукции.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к способам герметизации эксплуатационной колонны. Способ герметизации эксплуатационной колонны включает спуск на посадочном инструменте в эксплуатационную колонну скважины двух пакеров, соединенных между собой трубой, их посадку в эксплуатационной колонне выше и ниже интервала негерметичности с последующим извлечением посадочного инструмента, герметизацию эксплуатационной колонны.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и может быть использовано при освоении и эксплуатации нефтяных и газовых скважин. Пакер механический содержит соединенные резьбой верхний ствол и нижний ствол, имеющий фигурный паз на его наружной поверхности с продольными короткими и длинными участками, на котором располагается нижний якорный узел, включающий корпус, к которому посредством резьбы присоединен нижний кожух с вставленными в него и подпружиненными радиально нижними плашками, причем в средней части корпуса выполнены прямоугольные окна, в которых установлены центраторы, подпружиненные радиально и удерживаемые верхней и нижней крышками, зафиксированными на корпусе посредством винтов, а в его нижней части выполнена кольцевая наружная канавка, посредством которой к нижней части корпуса присоединено кольцо разрезное, имеющее кольцевую внутреннюю канавку и наружный цилиндрический выступ, в которое посредством резьбы установлен фиксатор, а на верхнем стволе расположен с возможностью осевого перемещения по нему и опирающийся на цилиндрический выступ нижнего ствола конус опорный, над которым расположен нижний антиэкструзионный узел, в состав которого входят три металлические шайбы с внутренними и наружными конусными поверхностями, посредством которых они взаимодействуют с установленными между ними двумя полиуретановыми кольцами.

Группа изобретений относится к скважинному модуляционному устройству, предназначенному для использования в скважине. Устройство для использования в скважине содержит удлиненный корпус инструмента, растяжимые штанги и гибкую клапанную мембрану.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к способам герметизации эксплуатационной колонны. Способ герметизации эксплуатационной колонны включает спуск в эксплуатационную колонну скважины на посадочном инструменте, выполненном в виде колонны насосно-компрессорных труб (НКТ), двух пакеров, соединенных между собой трубой, их посадку в эксплуатационной колонне выше и ниже нарушения с последующим извлечением посадочного инструмента.

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при разработке залежей нефти с коллектором, имеющим естественную трещиноватость. Обеспечивает повышение охвата пласта воздействием и увеличение нефтеотдачи продуктивного пласта.

Группа изобретений относится к горному делу, в частности к скважинным пакерным установкам. Скважинное оборудование содержит корпус, два проточных канала, уплотнение, установленное с возможностью перемещения на корпусе, узел клинового захвата, поддерживаемый на корпусе, канал в корпусе и промежуточный модуль. При этом промежуточный модуль обеспечивает перемещение текучей среды между каналом в корпусе и одним из двух продольных проточных каналов. Технический результат заключается в устранении необходимости полной разборки двухколонного или многоколонного пакера на буровой площадке и устранении задержек и возможности повреждения, связанных с такой перестройкой. 3 н. и 22 з.п. ф-лы, 7 ил.

Группа изобретений относится к операциям подземной интенсификации притока углеводородов и, более конкретно, к операциям и устройствам для повышения надежности точечного стимулирования. Обеспечивает повышение эффективности стимулирования и надежности работы устройств. Сущность изобретений: изобретения предусматривают закачку жидкости через устройство для стимулирования, перепуск, по меньшей мере, части жидкости из устройства для стимулирования в якорное устройство, соединенное с ним с возможностью сообщения. При этом якорное устройство включает в себя корпус, в котором находятся подвижно расположенная в нем оправка, и дроссель с обратным клапаном, подвижно расположенный внутри оправки. Предусмотрен перевод дросселя с обратным клапаном внутри оправки в первое положение, в котором этот дроссель пропускает через корпус ограниченный расход жидкости. Предусмотрены также ввод жидкости из якорного устройства для установки песчаной пробки в заданном месте и отклонение потока жидкости в заданном месте при помощи песчаной пробки. 4 н. и 15 з.п. ф-лы, 4 ил.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, а именно к устройствам для разобщения пластов в скважине при раздельной закачке в них различных реагентов. Устройство для обработки пластов в скважине содержит проходной пакер и разобщитель, включающий ствол, золотник, расположенный внутри ствола и соединенный с ним срезными элементами, золотник оснащен посадочным седлом для шара, сбрасываемого вовнутрь устройства перед обработкой верхнего пласта, конусную расточку, в которой установлено стопорное кольцо, взаимодействующее с кольцевой проточкой. Ствол оснащен радиальными отверстиями и дополнительными срезными элементами, усилие разрушения которых выше усилия разрушения срезных штифтов, также ствол снабжен обводным каналом, имеющим возможность сообщения верхней и нижней части ствола, минуя золотник, при этом в исходном положении обводной канал и радиальные отверстия ствола герметично перекрыты золотником, оснащенным радиальными каналами, причем снизу золотник оснащен осевым центральным отверстием, при этом ствол ниже золотника концентрично снабжен жесткозакрепленным к нему стержнем, направленным в сторону золотника, а также осевыми отверстиями по окружности, причем пропускная способность осевых отверстий ствола больше пропускной способности центрального отверстия золотника, в верхней части золотника выполнено дополнительное посадочное седло под дополнительный шар большего диаметра, сбрасываемого вовнутрь устройства после обработки верхнего пласта для возможности возврата к нижнему пласту через обводной канал, кольцевая проточка выполнена в виде кольцевых насечек, направленных противоположно стопорному кольцу в нижней части золотника, и имеет возможность взаимодействия со стопорным кольцом, размещенным в конусной расточке, выполненной в нижней части ствола выше осевых отверстий по окружности, при этом дополнительный срезной штифт установлен в стволе ниже конусной расточки, в которой размещено стопорное кольцо. Предлагаемое устройство имеет усовершенствованную конструкцию, расширенные технологические возможности и высокую надежность в работе. 4 ил.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, а именно к устройствам для разобщения пластов в скважине при раздельной закачке в них различных реагентов. Устройство для обработки пластов содержит проходной пакер и разобщитель. Разобщитель включает ствол, золотник, расположенный внутри ствола и соединенный с ним срезными элементами. Золотник оснащен седлом под запорный элемент. Ствол оснащен радиальными отверстиями и дополнительными срезными элементами. Ствол ниже радиальных отверстий снабжен обводным каналом, имеющим возможность сообщения верхней и нижней части ствола, минуя золотник. В исходном положении обводной канал и радиальные отверстия ствола герметично перекрыты золотником. Золотник оснащен центральным осевым отверстием и радиальными каналами. Радиальные каналы золотника при осевом перемещении вниз золотника относительно ствола имеют возможность поочередного сообщения сначала с радиальными отверстиями ствола, а затем с обводным каналом ствола. В нижней части золотника имеется кольцевая проточка, выполненная в виде кольцевых насечек, направленных противоположно стопорному кольцу с возможностью взаимодействия с ним. Стопорное кольцо размещено в конусной расточке, выполненной в нижней части ствола выше дополнительных срезных элементов. Ниже дополнительных срезных элементов ствол оснащен ограничителем хода золотника. Запорный элемент выполнен в виде штока переменного сечения. Устройство имеет усовершенствованную конструкцию, расширенные технологические возможности и высокую надежность в работе. 4 ил.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, а именно к пакерам для герметичного разобщения интервалов ствола в необсаженной скважине. Пакер включает в себя ствол, муфту, ниппель, уплотнительный элемент с коническими опорами и плашки. Плашки выполнены в виде стержня трапецеидальной формы. Один конец верхних и нижних плашек шарнирно установлен соответственно в верхнем и нижнем упорах, а другой конец плашек, выходящий наружу, выполнен обтекаемой формы. Конусная поверхность конических опор и поверхность плашек, соприкасающаяся с конусной поверхностью конических опор, имеют уступы прямоугольной формы. Плашки постоянно прижаты к конусной опоре рессорными пружинами. Пакер снабжен узлом защиты от преждевременной самопроизвольной посадки. Узел защиты состоит из втулки с выточкой, в которую входит буртик разрезного кольца, выполненный на всей внешней поверхности разрезного кольца. Изобретение позволит предотвратить прихват пакера, обеспечить повышенную проходимость пакера по открытому стволу скважины, исключить возможность самопроизвольной, преждевременной установки пакера при небольших сжимающих нагрузках, уменьшить габариты и металлоемкость пакера. 1 ил.

Изобретение относится к области горного дела, в частности к нефтедобывающей промышленности, и может быть использовано для эксплуатации нефтяных скважин. С целью повышения надежности посадки пакеров и улучшения герметизации межтрубного пространства в скважинах, пакер инерционный механический содержит смонтированные на трубе кольцевое уплотнение, разобщающее полость скважины, механический якорь и телескопический замок с возможностью ограниченного осевого перемещения трубы внутри якоря, последний содержит подпружиненные фрикционные плашки, размещенные в пазах обоймы. С торца обоймы установлены разжимные рифленые кулачки с возвратными пружинами, прижимающими кулачки к трубе относительно втулки, установленной на обойме и охватывающей основания кулачков. Последние выполнены с внутренней конической поверхностью, взаимодействующей с ответным конусом, установленным на трубе с возможностью осевого перемещения. Телескопический замок включает выполненный на поверхности трубы многоходовой лабиринтовый паз, взаимодействующий с плавающим пальцем, закрепленным на подвижном кольце, охватывающем трубу между обоймой и состыкованной с ней накидной гайкой с возможностью продольных и угловых перемещений на трубе в пределах лабиринтного паза. Кольцевое уплотнение взаимодействует с тарельчатыми упорами, охватывающими торцы кольцевого уплотнения. Нажимной упор сопряжен с переводником, соединяющим трубу пакера с колонной насосно-компрессорных труб. Между конусом и кольцевым уплотнением введена втулка. Цилиндрическая часть конуса выполнена ступенчатой и с упором в уступ меньшим диаметром соединена с втулкой, на противоположном торце которой выполнен тарельчатый упор, охватывающий торец кольцевого уплотнения с нижней его стороны. Во втулке со стороны тарельчатого упора выполнен буртик, упирающийся в кольцевой выступ, выполненный на трубе, обеспечивающий свободное размещение кольцевого уплотнения на трубе между тарельчатыми упорами до посадки пакера в скважину и с возможностью перемещения во втулке кольцевого выступа в направлении торца меньшего диаметра цилиндрической части конуса на расстояние, по меньшей мере, равное длине смещения тарельчатого упора на втулке на величину сжатия кольцевого уплотнения для его радиального расширения до герметичного разобщения полости скважины. В стенке втулки установлены срезные штифты, взаимодействующие с выемкой, выполненной на кольцевом выступе трубы, исключающие смещение конуса в направлении кулачков якоря при спуске пакера в скважину. В резьбовых отверстиях снаружи втулки выполнены углубления с возможностью скрытия головок срезных штифтов. 1 з.п. ф-лы, 1 ил.

Изобретение относится к горному делу, в частности к нефтедобывающей промышленности, и может использоваться для раздельной эксплуатации нефтяных скважин. С целью сокращения объема спускоподъемных операций и времени простоя скважины пакер многофункциональный содержит трубу, соединяемую сверху с колонной насосно-компрессорных труб и снизу с погружным электроприводным насосом посредством патрубка. Снаружи трубы смонтированы резиновые кольцевые манжеты с механизмом расширения их, якорь, центратор и выполнен канал для герметичной проводки силового кабеля через пакер. В стенке трубы по обе стороны кольцевых манжет выполнены радиальные отверстия и симметрично им кольцевые трапециевидные канавки, сообщающие полость трубы с межтрубными пространствами выше и ниже пакера. Внутренний диаметр трубы меньше внутреннего диаметра колонны насосно-компрессорных труб и в направлении верхнего торца трубы в последней выполнен внутренний конус перехода от диаметра трубы до диаметра колонны насосно-компрессорных труб. На внутренней стороне стенки трубы выполнена кольцевая выемка стопорного устройства для установки в трубе сменных цилиндрических вставок, предназначенных для выполнения определенного технологического регламента эксплуатации скважины, спускаемых в трубу через полость колонны насосно-компрессорных труб и герметично устанавливаемых в трубе посредством уплотнений с возможностью совмещения и/или перекрытия кольцевых трапециевидных канавок с радиальными отверстиями в трубе и в сменных цилиндрических вставках. В трубе могут быть установлены сменные цилиндрические вставки для выполнения технологических операций регламента эксплуатации скважины: промывки надпакерного межтрубного пространства или промывки погружного электроприводного насоса, либо отвода газа из подпакерного межтрубного пространства, либо добычи нефти погружным электроприводным насосом и другие сменные вставки. Сменные цилиндрические вставки содержат элемент стопорного устройства, взаимодействующий с ответной кольцевой выемкой на внутренней стороне стенки трубы, удерживающий цилиндрическую вставку в трубе в определенном положении, и кольцевой паз для зацепления сменных вставок захватным инструментом для спуска с поверхности скважины в трубу и удаления их через полость колонны насосно-компрессорных труб. 6 з.п. ф-лы, 5 ил.

Ппа изобретений относится к области строительства, эксплуатации и ремонта нефтяных, газовых и других скважин, а именно к вариантам конструкции разбуриваемых пакеров. Пакер содержит ствол с неподвижным упором, уплотнительным элементом, нижним и верхним конусами и захватами и разрезную гайку. Верхний якорь дополнительно снабжен толкателем. На конусах, неподвижном упоре и толкателе выполнены Т-образные или в виде ласточкина хвоста пазы. Захваты с обоих концов снабжены выступами ответной формы, образуя скользящую кинематическую пару ползун - направляющая с сопрягаемыми деталями. Изобретение обеспечивает повышение надежности пакера в посадочном положении и сокращение продолжительности его разбуривания. 2 н.п. ф-лы и 3 ил.

Изобретение относится к способам ликвидации негерметичности эксплуатационных колон. Способ ликвидации негерметичности эксплуатационных колонн включает исследование местоположения и протяженности интервала негерметичности колонны, сборку тампонирующего пакера, спуск пакера в скважину и перевод пакера в рабочее положение. Ствол пакера образован экранирующими уплотняющими элементами (эластомерами), а также верхними и нижними герметизирующими элементами (эластомерами). Герметизирующие элементы разделены между собой ограничительными вставками. Пакер оснащен якорными узлами. Длина ствола пакера превышает протяженность интервала негерметичности. Спуск пакера в скважину осуществляют в транспортном положении, при котором его наружный диаметр меньше проходного диаметра колонны. При достижении планового интервала пакер переводят в рабочее положение с расширением под нагрузкой экранирующих уплотняющих элементов до внутреннего диаметра эксплуатационной колонны и верхних и нижних герметизирующих элементов до достижения герметизации колонно-пакерного пространства выше и ниже интервала негерметичности. Ограничения по величине расширения экранирующих элементов регулируют за счет внутренних ограничительных вставок. Способ позволяет исключить высыпание породосодержащего шлама или цементного камня и снизить аварийность при эксплуатации скважин. 1 з.п. ф-лы, 1 ил.

Изобретение относится к пакерующим устройствам для герметизации межтрубного или заколонного пространства скважин. Пакер для скважины включает корпус с помещенным на нем уплотнительным элементом, узел пакеровки уплотнительного элемента механического действия, узел допакеровки уплотнительного элемента гидромеханического действия. Узел пакеровки находится выше уплотнительного элемента. Узел допакеровки помещен ниже уплотнительного элемента и выполнен с возможностью его срабатывания при снижении гидростатического давления в скважине при освоении иили эксплуатации скважины до заданной величины. При этом во время допакеровки уплотнительного элемента обеспечена возможность контроля герметичности уплотнительного элемента и регулирования степени снижения гидростатического давления в скважине. Изобретение обеспечивает повышение надежности работы пакера за счет возможности перевода его в рабочее положение нагрузками, действующими в процессе освоения иили эксплуатации скважины. 3 ил.

Специфика технологий в газо- и нефтедобывающей промышленности подразумевает бурение скважин для добычи ресурсов. В этом процессе невозможно обойтись без такого приспособления, как пакер - http://www.sibneftemash.ru/ashhabad/products/pakery/ .

Это устройство необходимо для уплотнения и перекрытия отдельных участков скважин или труб с целью их герметизации. Оно изготавливается из плотной резины и представляет собой манжет, армированный брезентом. Когда этот уплотнитель помещается в скважину, под натиском расположенных выше труб он имеет свойство расширяться.

Также пакеры применяются при проведении независимых испытаний в обсаженных или необсаженных скважинах нескольких горизонтов для выявления и анализа притока газа, воды или нефти, в случае гидравлического разрыва пласта, для перекрытия доступа вод к определенным участкам скважин и труб и так далее. Его использование подразумевает одновременную эксплуатацию двух горизонтов.

По способу деформации материала уплотнителя, а также по характеру герметизации скважины пакеры делятся на несколько видов:

Механические пакеры . Их конструкция довольно проста и надежна. Такие уплотнители можно использовать несколько раз, а по способу применения они являются универсальными. Однако, действие такого пакера обусловлено необходимостью высокой нагрузки весом труб, которую невозможно обеспечить при неглубоких горизонтах. Они применяются на эксплуатируемых нефтяных скважинах, а иногда и для создания дополнительного давления в определенных зонах. Механические пакеры можно использовать при любых наклонах скважин, а их конструкция обеспечивает безопасность проводимых работ.

Гидравлические пакеры являются специализированным оборудованием, которое обладает наилучшими характеристиками и пригодны для очень длительного периода эксплуатации. Такой пакер нужен для проведения ремонтных работ с заменой монтажного оборудования, а также при опрессовке устьевого оборудования, которая проводится на начальных этапах ремонта. Гидравлический пакер опускается глубоко под землю на колонне НКТ. Его действие обусловлено созданием внутри колонны избыточного давления, благодаря которому запускается гидрокамера и верхние плашки якоря. Плашки и манжеты плотно упираются в ствол скважины.

Разбуриваемый пакер – приспособление, которое необходимо для герметичного разделения двух стволов скважины в нефтедобывающей промышленности. Такой сальник остается в скважине, пока тампонирующая смесь не затвердеет. После этого он выбуривается с цементным мостом. Его использование значительно ускорит технологический процесс, а выполняемые работы будут более надежными и недорогими. Разбуриваемый пакер обеспечивает отсутствие загрязнения призабойной зоны обрабатываемого пласта.

Пакеры -специальные устройства, предназначенные для разобщения отдельных участков ствола скважины, разобщения пластов и изоляции подъемной колонны труб от воздействия среды в процессе эксплуатации скважин и при ремонтно-изоляционных работах в них. Их широко применяют при проведении многих технологических операций: гидроразрыве, кислотных и термических обработках пласта, изоляционных работах и т. д. Для раздельной эксплуатации двух пластов одной скважиной по параллельным рядам подъемных труб используют двухпроходные пакеры.

В зависимости от направления действующих усилий различают пакеры следующих типов.

ПВ - перепад давлений направлен вверх;

ПН - перепад давлений направлен вниз;

ПД - перепад давлений направлен как вниз, так и вверх.

Якоря - устройства, предназначенные для закрепления колонны подъемных труб за стенку эксплуатационной колонны с целью предотвращения перемещения скважинного оборудования под воздействием нагрузки.

Якоря применяют преимущественно с пакерами типа ПВ и ПН.

Шифр пакеров означает: буквенная часть -- тип пакера (ПВ, ПН, ПД), способ посадки и освобождения (Г -гидравлический, М - механический, ГМ - гидромеханический) и наличие якорного устройства (буква Я); цифра перед буквами - номер модели; первое число после букв - наружный диаметр (в мм); второе число - рабочее давление (максимальный перепад давлений, воспринимаемый пакером); последние буква и цифра - сероводородостойкое исполнение (К2). Например, ПН-ЯМ-150-500, ПН-ЯГМ-118-210, 1ПД-ЯГ-136-500; ПД-Г-136-210К2.

Посадка пакера проводится путем приподъема труб на расстояние, необходимое для создания на него расчетной осевой нагрузки, поворота на 1,5-2 оборота вправо и затем спуска труб вниз. в исходное положение. При подъеме труб и повороте их влево на 1,5-2 оборота

Якорь ЯГ . На стволе его установлен конус, имеющий направляющие для плашек, вставленных в Т-образные пазы плашкодержателя. Якорь, спускаемый в скважину на колонне подъемных труб, закрепляется при подаче жидкости в трубы под давлением. Жидкость, попадая под поршень, срезает винты, перемещает плашкодержатель и плашки вверх, которые, натягиваясь на конус, расходятся в радиальном направлении и заякориваются на внутренней стенке эксплуатационной колонны труб.

Якорь освобождается при подъеме колонны труб. При этом ствол движется вверх совместно с конусом, конус вытягивается из-под плашек, освобождая их.

Якорь ЯГ1 состоит из корпуса, в окна которого вставлены плашки, удерживаемые пружиной в утопленном положении. Планки, ограничивающие ход плашек в радиальном направлении, крепятся на корпусе при помощи винтов. Закрепление якоря в колонне происходит при выдвижении плашек наружу в радиальном направлении и внедрении в стенку эксплуатационной колонны. После прекращения нагнетания жидкости плашки под действием пружин возвращаются в исходное положение, в результате чего освобождается якорь.

Эксплуатация пакеров и якорей .

Прежде чем спустить в скважину пакер, необходимо обследовать колонну конусной печатью и установить проходимость шаблоном с устья до верхних отверстий фильтра. Длина и диаметр шаблона должны быть несколько больше соответствующих размеров пакера и якоря. При этом шаблон должен свободно проходить до необходимой глубины. В противном случае устраняют повреждении или очищают стенки колонны труб от цементной корки, отложений парафина, солей и продуктов коррозии.

Перед каждым спуском пакера проверяют: подвижность фонаря и штока; целостность уплотнительных элементов (манжеты, имеющие дефекты заменяют новыми); надежность крепления резьбовых соединений. При этом особое внимание обращает на резьбовое соединение головки со штоком. В качестве смазки применяют графитную УСА или заменитель - смесь 80% жирового солидола УС-2 или УС-3 с 20% графита.

Перед каждым спуском якоря проверяют: надежность крепления резьбовых соединений корпуса с головкой и хвостовиком; герметичность уплотнений и выдвижение плашек при избыточном внутреннем давлении. С этой целью якорь спрессовывают в течение 5 мин, вставляя его в отрезок обсадной трубы соответствующего диаметра. Давление опрессовки должно быть на 25% больше максимального рабочего давления для данного якоря. Утечки через резьбовые соединения не допускаются, их устраняют. Затем якорь спрессовывают вторично и, лишь убедившись в отсутствии утечек, спускают в скважину. При большой скорости спуска гидравлического якоря и малом диаметре труб вследствие возникновения избыточного давления возможно произвольное его закрепление. Во избежание этого скорость спуска должна быть примерно 3 м/с для 89-мм труб и 4 м/с для 102-мм труб. Пакер следует поднимать на поверхность через 1-2 ч после того, как будет снято давление на забое. Якорь от связи с колонной освобождают созданием давления в затрубном пространстве.

После подъема этих устройств их тщательно промывают и очищают от грязи, песка и парафина. Особенно тщательно очищают от нефти резиновые манжеты. Затем пакер и якорь разбирают для осмотра или замены вышедших из строя деталей; смазывают трущиеся поверхности и резьбу.

В настоящее время широкое применение получили пакера разрабатываемые НПФ «Пакер» - пакера типа ПРО-ЯМО

Пакер - один из главных узлов комплекта испытательного оборудования. Он предназначен для герметичного перекрытия кольцевого пространства ствола скважины и изоляции испытываемого пласта от остальной части ствола скважины. От надежности пакеровки зависит успех операции в целом. Основная доля неудачных испытаний с применением испытателей пластов связана с негерметичностью пакеровки.

Основной конструктивный элемент пакера - резиновый цилиндрический уплотнитель, который после сжатия в вертикальном направлении изменяется по высоте и в то же время расширяется в диаметре настолько, что перекрывает все кольцевое пространство между колонной бурильных труб и стенками скважины или обсадной колонны, если пакер устанавливается в колонне. Применяемые при испытании пакеры отличаются друг от друга способом крепления и сжатия пакерующего элемента.

Рис. V.25. Пакеры:

а - с металлической опорой; б - с раздвижной резиновой опорой; в - секционный универсальный ПСУ; г - резино-металлического перекрытия ПРМП-1

Пакеры с металлической опорой выпускаются диаметрами 146, 95 и 65 мм и имеют шифр ПЦ-146, ПЦ-95 и ПЦ-65.

Техническая характеристика этих пакеров приведена ниже.

Тип пакера…………………………………… ПЦ-146 ПЦ-95 ПЦ-65

Наружный диаметр остова, мм…………….. 146 95 65

Диаметр сменного резинового элемента,

Мм…………………………………………… 220 145 92

Диаметр обслуживаемых скважин, мм…. 190 – 243 118 – 161 76 - 102

Нагрузка при пакеровке, кН …………… 100 – 150 60 – 80 10 - 50

Максимальный перепад давления, МПа… 35 35 35

Диаметр штока, мм………………………. 73 49 34

кН…………………………………………... 600 250 150

Максимальная температура, °С…………… 170 170 170

Длина остова, мм………………………… 2300 1525 1410

Средняя масса, кг………………………… 180 65 35

Размер концевых резьб…………………. З – 121 З – 76 З - 50

При работе в скважине резиновый элемент может частично или полностью разрушиться. Это в основном происходит из-за перегрузки пакера - передачи на него большей сжимающей нагрузки, чем допустимая. На разрушение резинового уплотнителя также влияют забойная температура и природный газ, вступающий во взаимодействие с резиной пакера.

Пакеры с раздвижной резиновой опорой типа ПЦР выпускаются с наружными диаметрами их остова (корпуса) 178, 146, 95, 80 и 67 мм и имеют шифр ПЦР-178, ПЦР-146, ПЦР-127, ПЦР-95, ПЦ-80 и ПЦР-67. Техническая характеристика этих пакеров приведена ниже.

Тип пакера ………. ПЦР-178 ПЦР-146 ПЦР-127 ПЦР-95 ПЦ-80 ПЦР-67

Наружный диаметр

остова, мм ………. 178 146 127 95 80 67

Диаметр сменного

резинового элемента,

мм ………………… 245 220 145 145 87 92

270 195 135 135 92 87

Диаметр сменной

резиновой опоры,

мм ……………….. 245 220 109 87 92

Максимальная про-

дольная деформация

резинового элемента,

мм……………….. 350 350 - 330 - 240

Диаметр обслуживае-

мых скважин, мм …. 260-295 190-243 151-161 118-161 97-112 76-102

Нагрузки при па-

кровке, мм …….. 150-200 10-180 50-70 50-70 - 15-40

Максимальный пере-

пад давления, МПа… 45 45 45 45 45 45

допустимая растя-

кН…………………… 1300 1300 790 700 200 200

Диаметр штока, мм… 90 73 52 52 40 34

Средняя масса, кг….. 200 150 66 41 31

Длина остова, мм….. 2373 1625 1420 1525 1425

Размер концевых

резьб……………….. З-121 З-121 З-76 З-62 З-50

Пакер резино-металлического перекрытия помимо резинового уплотнительного элемента включает еще узлы металлического перекрытия скважины. На рис. V.25, г приведена схема пакера резино-металлического перекрытия (ПРМП-1).

Пакеры ПРМП-1-170/190 и ПРМП-1-190/214 выпускаются диаметрами 170 и 190 мм и служат для перекрытия скважин диаметрами. 190 и 214 мм .

Техническая характеристика пакера приведена ниже.

Тип пакера……………….. ПРМП-1-190/214 ПРМГМ-170/190

Диаметр обслуживаемых

скважин,мм………………… 214 190

Длина, мм………………….. 2360 2330

Наружный диаметр, мм….. 190 170
Диаметр плашек метали-

ческого перекрытия в ра-

бочем положении, мм……. 210±1 186±1
Внутренний диаметр штока,

мм…………………………. 70 55
Осевая нагрузка, кН……. 80-120 80-120
Перепад давления, МПа…. 25 25

Масса, кг………………….. 150 130

Размер концевых резьб….. 3-133 3-133

Якорные устройства

Якорные устройства (якоря) механического действия устанавливаются под пакером и служат для опоры хвостовика с фильтром на стенки скважины или на стенки обсадной колонны, спущенной до кровли продуктивного пласта.

Основное достоинство проведения испытаний с якорными устройствами - возможность установки пакерного элемента не в строго определенном месте ствола скважины, как при испытании с опорой на забой, а в зависимости от состояния скважины в различных местах ее ствола. Не менее важным преимуществом испытаний с якорными устройствами является и то, что создаются все условия для проведения селективных испытаний на большом расстоянии от забоя скважины, не опасаясь за прихват хвостовика, что может произойти при работе с опорой на забой.

Рис. V.26. Якорное устройство ЯУ

При испытании скважин применяют якорные устройства типа ЯУ-170/190, ЯУ-190/214, предназначенные для работы в открытом стволе диаметром 190 и 214 мм , и ЯМ-95/168, ЯМ-95/140, ЯМ-65/114, предназначенные для установки на стенки обсадных колонн диаметрами 168, 140 и 114 мм.

Якорные устройства ЯУ (рис. V.26) состоят из: верхнего переводника 1 , соединенного со штоком конусом 2 , являющимся направлением для перемещения плашек 3 ; центратора с подпружиненными планками 6 , над которым расположен толкатель 5 ; штока 8 с нижним переводником 10 .

Упорные плашки, находящиеся в зацеплении с фиксатором 4, в исходном положении расположены в нижней части конуса и не мешают свободному перемещению якоря в скважине. При спуске центратор подпружиненными планками скользит по стенкам скважины вниз упирается об опору 7 и втулку 9 и удерживается от перемещения вверх по штоку 8 винтом, расположенным во втулке 9 .

Толкатель плашек жестко соединен с центратором.

Для установки якоря в скважине необходимо после спуска его на заданную глубину приподнять колонну бурильных труб на 1-2 м и провернуть на 1,5- 2 оборота для вывода винта из зацепления с фасонным пазом втулки, затем плавно разгрузить инструмент на 200-250 кН . При разгрузке инструмента шток перемещается вниз, а центратор за счет контакта планок со стенками скважины остается на месте, тем самым перемещая толкателем плашки по направляющим пазам конуса. Упорные плашки после соприкосновения со стенкой скважины и упора в нее воспринимают на себя передаваемую нагрузку на пакер.

После окончания испытания натяжением колонны снимают нагрузку с пакера и плашек якоря. При этом шток якоря перемещается вверх относительно центратора, увлекая за собой винт, который входит в фигурный паз втулки и фиксирует центратор в исходном положении. Упорные плашки опускаются по направляющим конуса и входят в зацепление с фиксатором.

Якорные устройства ЯУ-170/190 и ЯУ-190/214 могут быть использованы в компоновках испытательного оборудования КИИ-146, КИИ-2-146, МИГ-146, МИГ-127. Их техническая характеристика приведена ниже.

Тип якорного устройства…………. ЯУ-190/214 ЯУ-170/190

Длина, мм…………………………. 2100 2000

Диаметр в транспортном поло-

жении, мм………………………… 190 170
Диаметр упорных плашек в рабочем

положении, мм……………………… 236 210

Внутренний диаметр штока, мм 70 60

Масса, кг…………………………… 100 120

Размер концевых резьб:

муфты……………………………. 3-133 3-133

ниппеля…………………………… По ГОСТ 5286-75

Якорные устройства ЯМ-95/168, ЯМ-95/140, ЯМ-65/114 используются с испытательным оборудованием КИИ-95 и КИИ-65. Они могут применяться с многоцикловым испытательным оборудованием МИК-95 и МИГ-80.

Техническая характеристика якорных устройств механического действия приведена ниже.

Тип механического якоря............... ЯМ-95/168 ЯМ-95/140 ЯМ-65/114

Диаметр обсадной колонны, мм. 168 140, 146 101, 114

Допустимый перепад давления

на пакере, МПа........................... 30 30 30

Диаметр, мм.................................... 132 109 84

Длина, мм......................................... 1600 1500 1500