Устройство для обработки пластов в скважине



Устройство для обработки пластов в скважине
Устройство для обработки пластов в скважине
Устройство для обработки пластов в скважине
Устройство для обработки пластов в скважине

Владельцы патента RU 2509872:

Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина (RU)

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 пакер, включающий проходной в осевом направлении корпус с фигурным пазом на наружной поверхности, обойму со штифтом и шлипсами, причем штифт установлен в фигурный паз и имеет возможность перемещения по траектории фигурного паза, и эластичную манжету, разобщитель, включающий ствол с верхней и нижней резьбой, и золотник, расположенный внутри ствола и соединенный с ним срезными элементами, золотник снабжен расточкой, в которой установлено стопорное кольцо, взаимодействующее с кольцевой проточкой, расположенной в нижней части ствола, и седлом для запорного элемента, сбрасываемого вовнутрь устройства перед обработкой верхнего пласта, и нижнее кольцо, навернутое на нижнюю резьбу ствола, Фигурный паз на наружной поверхности проходного корпуса пакера выполнен в виде поперечной и продольной проточек, расположенных перпендикулярно друг к другу и соединенных между собой в нижней части продольной проточки, причем снизу золотник разобщителя снабжен осевым центральным отверстием, при этом расточка, в которую установлено стопорное кольцо, выполнена на внутренней поверхности золотника, а нижнее кольцо выполнено в виде крышки, навернутой на нижнюю резьбу ствола разобщителя, причем снизу крышка снабжена наружной резьбой для соединения с корпусом проходного пакера, а по центру крышка снабжена жесткозакрепленным на ней стержнем, направленным в сторону золотника, а также осевыми отверстиями по окружности, при этом пропускная способность отверстий крышки больше пропускной способности центрального отверстия золотника, а стержень имеет возможность герметичного взаимодействия с осевым центральным отверстием золотника после посадки запорного элемента на седло золотника и осевого перемещения золотника относительно ствола разобщителя, причем кольцевая проточка, имеющая возможность взаимодействия со стопорным кольцом, выполнена на наружной поверхности стержня в виде кольцевых насечек, направленных противоположно стопорному кольцу, при этом запорный элемент выполнен в виде полусферы, жесткозакрепленной сверху со штоком, оснащенным уплотнительными дисками. Предлагаемое устройство позволяет произвести поинтервальную обработку пластов в горизонтальной скважине, так как гарантировано обеспечивает посадку запорного элемента на седло золотника, повышает долговечность и надежность работы устройства, имеет расширенные технологические возможности работы, при этом снижается стоимость изготовления устройства. 4 ил.

 

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, а именно к устройствам для разобщения пластов в скважине при раздельной закачке в них различных реагентов.

Известно устройство для обработки пластов в скважине (патент RU №2282017, МПК Е21В 33/12, опубл. в бюл. №23 от 20.08.2006 г.), содержащее пакер, включающий проходной корпус и эластичную манжету, разобщитель, включающий ствол с радиальными каналами и внутренней цилиндрической выборкой, золотник с двумя рядами радиальных каналов, разделенных поперечной глухой перегородкой, и вставленный в ствол, установленную внутри золотника втулку с посадочным седлом для шара, сбрасываемого внутрь устройства перед обработкой второго пласта, при этом верхний ряд радиальных каналов золотника находится напротив радиальных каналов ствола, а ствол, золотник и втулка соединены между собой дифференциальными срезными элементами, причем перед обработкой второго пласта верхние и нижние ряды радиальных каналов золотника сообщаются между собой посредством внутренней цилиндрической выборки ствола, гидравлически соединяя внутреннее пространство насосно-компрессорных труб (НКТ) с внутренним пространством корпуса пакера, при этом устройство выше разобщителя на расстоянии от пакера, превышающем толщину верхнего пласта, снабжено дополнительным пакером, состоящим из цилиндра сверху и дополнительной эластичной манжеты, установленной на соединенном с разобщителем посредством муфты полом основании, с которым вверху жестко соединен поршень, и жестко связанного с колонной насосно-компрессорных труб цилиндра, в который телескопически установлен поршень с возможностью осевого перемещения вверх, образующего с поршнем полость, гидравлически соединенную с внутренним пространством насосно-компрессорных труб, причем цилиндр выполнен с возможностью взаимодействия с дополнительной эластичной манжетой.

Недостатками данного устройства являются:

- во-первых, сложность конструкции, обусловленная наличием большого количества узлов и деталей;

- во-вторых, сложность и дороговизна изготовления как самого устройства, так и проточек на наружной поверхности проходного корпуса пакера;

- в-третьих, ограниченное кольцевое пространство разобщителя между стволом и золотником, в связи с чем через данное кольцевое пространство невозможно закачать высоковязкий химический состав.

Также известно устройство для обработки пластов в скважине (патент RU №2282710, МПК Е21В 33/12, опубл. в бюл. №24 от 27.08.2006 г.), содержащее пакер, включающий проходной корпус и эластичную манжету, разобщитель, включающий ствол с радиальными каналами и внутренней цилиндрической выборкой, вставленный в ствол золотник с двумя рядами радиальных каналов, разделенных поперечной глухой перегородкой, установленную внутри золотника втулку с посадочным седлом для шара, сбрасываемого внутрь устройства перед обработкой второго пласта, при этом верхний ряд радиальных каналов золотника находится напротив радиальных каналов ствола, а ствол, золотник и втулка соединены между собой дифференциальными срезными элементами, причем перед обработкой второго пласта верхние и нижние ряды радиальных каналов золотника сообщаются между собой посредством внутренней цилиндрической выборки ствола, гидравлически соединяя внутреннее пространство насосно-компрессорных труб с внутренним пространством корпуса пакера, при этом устройство выше разобщителя на расстоянии от пакера, превышающем толщину верхнего пласта, снабжено дополнительным пакером, состоящим из верхнего упора с цилиндрическим сужением, нижнего упора и дополнительной эластичной манжеты, установленной на цилиндрическом сужении верхнего упора, который телескопически установлен с возможностью осевого перемещения вниз в нижний упор, относительно которого зафиксирован срезным элементом, при этом нижний упор выполнен с возможностью взаимодействия с дополнительной эластичной манжетой, верхний упор снабжен гидравлическими якорями, поджатыми внутрь и взаимодействующими с обсадной колонной под давлением, создаваемым во внутреннем пространстве насосно-компрессорных труб.

Недостатками данного устройства являются:

- во-первых, сложность конструкции, обусловленная наличием большого количества узлов и деталей;

- во-вторых, сложность и дороговизна изготовления как самого устройства, так и проточек на наружной поверхности проходного корпуса пакера;

- в-третьих, ограниченное кольцевое пространство разобщителя между стволом и золотником, в связи с чем через данное кольцевое пространство невозможно закачать высоковязкий химический состав.

Наиболее близким по технической сущности и достигаемому результату является устройство для обработки пластов в скважине (патент RU №2234589, МПК Е21В 33/12, опубл. в бюл. №23 от 20.08.2004 г.), содержащее пакер, включающий корпус, обойму со шлипсами и штифтом, причем штифт установлен в фигурный паз и имеет возможность перемещения по траектории фигурного паза и эластичную манжету, разобщитель, включающий ствол и золотник, снабженные радиальными каналами, при этом корпус пакера выполнен проходным в осевом направлении, а золотник разобщителя расположен внутри его ствола, соединен с ним срезными элементами, заглушен снизу и имеет по наружной поверхности выше заглушенного участка меньший диаметр, образующий со стволом полость, сообщающуюся через радиальные каналы с внутренним пространством разобщителя, снабжен конусной расточкой, в которой установлено стопорное кольцо, взаимодействующее с кольцевой проточкой, расположенной в нижней части ствола, и седлом для запорного элемента, выполненного в виде шара, сбрасываемого вовнутрь устройства перед обработкой второго пласта.

Недостатками конструкции данного устройства, которые выявлены на основе опыта его практического применения на протяжении 8 лет, являются:

- во-первых, оно не позволяет производить поинтервальную обработку пластов в горизонтальной скважине, так как запорный элемент, выполненный в виде шара, сбрасываемый с устья, не садится на седло золотника, поэтому невозможно отключить нижележащий относительно устья скважины пласт горизонтальной скважины и произвести обработку вышележащего относительно устья скважины пласта горизонтальной скважины;

- во-вторых, оно не позволяет производить обработку пластов с применением вязких химических составов, таких как гель, водонабухающий полимер (ВНП) и т.д., это происходит вследствие такого недостатка конструкции, как небольшое кольцевое пространство разобщителя между стволом и золотником, поэтому данное кольцевое пространство забивается высоковязким химическим составом и далее не продавливается, в связи с чем устройство в дальнейшем не выполняет свои функции, что сужает технологические возможности работы устройства;

- в-третьих, на нижнем конце ствола разобщителя выполнены две резьбы: первая - снаружи, в которую ввернута верхняя опора пакера, а вторая резьба выполнена изнутри ствола и в нее ввернуто нижнее кольцо, поэтому нижняя часть ствола является местом концентрации напряжения растяжения-сжатия и, как показал практический опыт, резьба между верхней опорой пакера и стволом разобщителя вытягивается (не заворачивается калибр) после максимум пяти спуско-подъемных операций устройства, после чего требуется замена ствола разобщителя, поэтому значительно снижается долговечность работы устройства;

- в-четвертых, низкая надежность работы устройства, связанная с тем, что в процессе спуска устройства в скважину и в процессе обработки нижнего пласта возможно отложение грязи, осадков в кольцевом пространстве между золотником и стволом разобщителя, вследствие чего при последующем перемещении золотника относительно ствола стопорное кольцо может не зафиксироваться в кольцевой проточке ствола разобщителя, так как оно выполнено слишком низко. В результате невозможно герметично отсечь нижний пласт и работать с верхним пластом;

- в-пятых, снаружи на корпусе пакера по всему периметру выполнено большое количество проточек, что приводит к увеличению затрат на изготовление данного устройства.

Задачами изобретения являются разработка конструкции устройства, позволяющего производить поинтервальную обработку пластов в горизонтальной скважине и расширение технологических возможностей работы устройства, а также повышение долговечности, надежности работы устройства, а также снижение стоимости его изготовления.

Поставленная задача решается устройством для обработки пластов в скважине, содержащим пакер, включающий проходной в осевом направлении корпус с фигурным пазом на наружной поверхности, обойму со штифтом и шлипсами, причем штифт установлен в фигурный паз и имеет возможность перемещения по траектории фигурного паза, и эластичную манжету, разобщитель, включающий ствол с верхней и нижней резьбой, и золотник, расположенный внутри ствола и соединенный с ним срезными элементами, золотник снабжен расточкой, в которой установлено стопорное кольцо, взаимодействующее с кольцевой проточкой, расположенной в нижней части ствола, и седлом для запорного элемента, сбрасываемого вовнутрь устройства перед обработкой второго пласта, и нижнее кольцо, навернутое на нижнюю резьбу ствола.

Новым является то, что фигурный паз на наружной поверхности проходного корпуса пакера выполнен в виде поперечной и продольной проточек, расположенных перпендикулярно друг к другу и соединенных между собой в нижней части продольной проточки, причем снизу золотник разобщителя снабжен осевым центральным отверстием, при этом расточка, в которую установлено стопорное кольцо, выполнена на внутренней поверхности золотника, а нижнее кольцо выполнено в виде крышки, навернутой на нижнюю резьбу ствола разобщителя, причем снизу крышка снабжена наружной резьбой для соединения с корпусом проходного пакера, а по центру крышка снабжена жесткозакрепленным на ней стержнем, направленным в сторону золотника, а также осевыми отверстиями по окружности, при этом пропускная способность отверстий крышки больше пропускной способности центрального отверстия золотника, а стержень имеет возможность герметичного взаимодействия с осевым центральным отверстием золотника, после посадки запорного элемента на седло золотника и осевого перемещения золотника относительно ствола разобщителя, причем кольцевая проточка, имеющая возможность взаимодействия со стопорным кольцом, выполнена на наружной поверхности стержня в виде кольцевых насечек, направленных противоположно стопорному кольцу, при этом запорный элемент выполнен в виде полусферы, жесткозакрепленной сверху со штоком, оснащенным уплотнительными дисками.

На фиг.1 изображена нижняя часть предлагаемого устройства в продольном разрезе.

На фиг.2 - развертка формы и направления фигурного паза корпуса пакера.

На фиг.3 изображена верхняя часть предлагаемого устройства в продольном разрезе.

На фиг.4 изображен золотник в зафиксированном относительно ствола нижнем положении.

Устройство состоит из пакера и разобщителя.

Пакер содержит проходной в осевом направлении корпус 1 (фиг.1) с фигурным пазом 2 на наружной поверхности (фиг.1). Фигурный паз 2 (фиг.2) на наружной поверхности проходного корпуса 1 пакера выполнен в виде продольной 3 и поперечной 3' проточек, расположенных перпендикулярно друг к другу и соединенных между собой в нижней части продольной проточки 3, поэтому в сравнении с прототипом уменьшается количество проточек фигурного паза и, как следствие, снижается стоимость изготовления устройства.

На корпусе 1 (фиг.1) с возможностью осевого перемещения установлена обойма 4, связанная снизу с кольцом 5, соединенным с направляющим штифтом 6, размещенным в поперечной проточке 3' фигурного паза 2. В верхней части обоймы 4 установлены подпружиненные шлипсы 7 со стопорным элементом 7'. На корпусе 1 выше шлипсов 7 находится нижняя опора 8, эластичная манжета 9 и верхняя опора 10, жестко соединенная с корпусом 1 пакера. Длина поперечной проточки 3' фигурного паза 2 соответствует длине развертки проходного корпуса 1 под углом 180°. Длина продольной проточки 3 соответствует высоте перемещений колонны насосно-компрессорных труб (НКТ) 10 (см. фиг.3) во время проведения спуско-подъемных операций плюс 0,5 метра.

С верхней опорой 11 (см. фиг.1) пакера соединен ствол 12 (см. фиг.3) разобщителя, снабженный радиальными каналами 13. Внутри ствола 12 напротив радиальных каналов 13 установлен золотник 14, соединенный со стволом срезными элементами 15.

Снизу золотник 14 разобщителя снабжен осевым центральным отверстием 16, при этом расточка 17, в которую установлено стопорное кольцо 18, выполнена на внутренней поверхности золотника 14. Нижнее кольцо выполнено в виде крышки 19, навернутой на нижнюю резьбу 20 ствола 12 разобщителя. Снизу крышка 19 снабжена наружной резьбой 21 (фиг.1) для соединения с проходным корпусом 1 пакера.

Увеличивается долговечность предлагаемого устройства, так как резьбы разнесены по высоте нижнего кольца, выполненного в виде крышки.

По центру крышка 19 (фиг.3) снабжена жесткозакрепленным на ней стержнем 22, направленным в сторону золотника 13, а также осевыми отверстиями 23 по окружности.

Количество отверстий 23 выбирают с условием, чтобы пропускная способность (Q1) отверстий 23 была больше пропускной способности (Q2) центрального отверстия 16 золотника 14 (Q1>Q2), что позволяет производить закачку вязких химических реагентов. Пропускная способность (Q2) центрального отверстия 16 золотника 14 определяется размерами его поперечного сечения (диаметром проходного сечения), которое определяется опытным путем исходя из предполагаемой вязкости закачиваемого химического реагента.

В сравнении с прототипом за счет исключения кольцевого пространства между золотником и стволом разобщителя из конструкции устройства увеличивается пропускная способность устройства, и оно позволяет за один спуск оборудования произвести как обработку, так и их очистку одного или нескольких интервалов пласта кислотными составами различной вязкости.

Стержень 22 имеет возможность герметичного взаимодействия с осевым центральным отверстием 16 золотника 14, после посадки запорного элемента 24 на посадочное седло 17 золотника 14 и осевого перемещения золотника 14 вниз относительно ствола 12 разобщителя. Кольцевая проточка, взаимодействующая со стопорным кольцом 18, выполнена на наружной поверхности стержня 22 в виде кольцевых насечек 25 противоположного направления стопорному кольцу 18 (см. фиг.4), что обеспечивает надежную фиксацию золотника относительно ствола разобщителя.

Запорный элемент 24 выполнен в виде полусферы 25, жесткозакрепленной сверху со штоком 26, оснащенным уплотнительными дисками 27, например двумя, как показано на фигуре 3. Полусфера 25 и шток могут быть выполнены в виде целой детали, как показано на фигуре 3. Уплотнительные диски 27 выполнены в виде плоских резиновых элементов, имеющих возможность герметичного взаимодействия с внутренними поверхностями колонны НКТ 10 и золотника 14 и при перемещении запорного элемента вниз до взаимодействия с седлом 28 золотника 14 под действием избыточного гидравлического давления над запорным элементом 24.

С целью исключения несанкционированных перетоков жидкости сопрягаемые поверхности золотника 14 (см. фиг.3) снабжены уплотнительными элементами (на фиг.1-4 не показано).

Устройство работает следующим образом.

Устройство для обработки пластов в скважинах, в том числе имеющих наклонные и горизонтальные стволы, позволяет производить закачку различных химических реагентов (кислот, углеводородных растворителей) различной вязкости с целью увеличения добывных возможностей добывающих скважин и увеличения приемистости нагнетательных скважин за счет улучшения фильтрационных характеристик призабойной зоны в результате физико-химического воздействия. Устройство в собранном виде на колонне НКТ 10 (фиг.3) спускают на необходимую глубину в горизонтальную скважину для обработки пластов в скважине, т.е. поинтервальной обработки пласта различными химическими реагентами, например кислотными составами различной вязкости.

Например, для закачки вязкого загущенного кислотного состава в близлежащий (нижний) к забою скважины пласт горизонтальной скважины и соляно-кислотной обработки близлежащего (верхнего) к устью скважины пласта горизонтальной скважины. Размещают устройство между пластами в горизонтальной скважины, которые необходимо обработать кислотными составами различной вязкости. Затем производят посадку пакера, для этого устройство сначала поворачивают по направлению часовой стрелки на угол 180°, а затем опускают на 1,0 м.

В результате этого штифт 6 (фиг.2) из поперечной проточки 3' фигурного паза 2 перемещается в продольную проточку 3 (перед спуском устройства в скважину штифт 6 устанавливают в крайней левой нижней части поперечной проточки 3' фигурного паза 2 (как показано на фиг.2). Колонну НКТ 10 (фиг.3) опускают вниз, при этом детали 4, 5, 6, 7, 7' (см. фиг.1) остаются на месте, т.к. пружины 29 прижимают гладкую часть шлипсов 7 к стенкам обсадной колонны (не показана), а детали 1, 8, 9, 10 и детали разобщителя двигаются вниз до тех пор, пока конусная часть нижней опоры 8 не упрется в шлипсы 7. Под действием веса НКТ шлипсы 7 расходятся в радиальном направлении до соприкосновения их зубчатой части с обсадной колонной, а эластичная манжета 9 под действием нагрузки сжимается, надежно перекрывая заколонное пространство скважины.

После этого приступают к обработке нижнего пласта горизонтальной скважины. Для этого вязкий загущенный кислотный состав по НКТ 26 через центральное отверстие 16 (фиг.3) золотника 14, осевые отверстия 23 крышки 19 и внутреннее пространство 30 (фиг.1) проходного корпус 1 пакера закачивают и продавливают в нижележащий относительно устья скважины интервал пласта горизонтальной скважины и оставляют на реакцию.

Затем приступают к обработке вышележащего относительно устья скважины пласта горизонтальной скважины. Для этого вовнутрь НКТ 10 (фиг.3) бросают запорный элемент 24 полусферой 25 вниз и создают в колонне НКТ 10 над запорным элементом 24 избыточное гидравлическое давление, например 3 МПа, которое приводит к герметичному перемещению запорного элемента 24 по колонне НКТ в горизонтальной скважине благодаря уплотнительным дискам 27, взаимодействующим с внутренними поверхностями колонны НКТ 10 и золотника 14. Резкий рост избыточного давления в колонне НКТ 10 свидетельствует о том, что полусфера 25 запорного элемента 24 вступило во взаимодействие с седлом 28 золотника 14, т.е. запорный элемент садится на седло 28 и перекрывает центральное отверстие 16 золотника 14.

В колонне НКТ повышают давление, в результате чего под давлением, например 6 МПа, срезные элементы 15 разрушаются, золотник 14 перемещается вниз относительно ствола 12 разобщителя. Стопорное кольцо 17 (см. фиг.4) входит в кольцевые насечки 25 стержня 22 и по ним перемещается вниз до взаимодействия нижнего торца 31 золотника 14 (см. фиг.3) с крышкой 19 и фиксируется в нижнем положении (см. фиг.4), при этом открываются радиальные каналы 13.

После этого по колонне НКТ 10 (см. фиг.3) через радиальные каналы 13 ствола 12 разобщителя производят закачку реагента - 15% раствора соляной кислоты (15% HCL) в верхний пласт горизонтальной скважины и оставляют на реакцию.

После выдержки производят свабирование путем снижения уровня, при этом перемещение золотника 14 относительно ствола 12 разобщителя исключается благодаря фиксации стопорного кольца 18 в кольцевых насечках 25 стержня 22 разобщителя.

После обработки вышележащего относительно устья скважины интервала пласта горизонтальной скважины колонну НКТ 10 поднимают вверх на 1,0 м и поворачивают против часовой стрелки на угол 180°, при этом корпус 1 пакера также поднимается вверх, нижняя опора 8 (см. фиг.1) выходит из зацепления со шлипсами 7, нагрузка на эластичную манжету 9 снимается, и она принимает первоначальное положение, а устройство получает транспортное положение и может быть переведено в другой интервал скважины или поднято на поверхность.

Предлагаемое устройство позволяет произвести поинтервальную обработку пластов в горизонтальной скважине, так как гарантированно обеспечивает посадку запорного элемента на седло золотника, повышает долговечность и надежность работы устройства, имеет расширенные технологические возможности работы, при этом снижается стоимость изготовления устройства.

Устройство для обработки пластов в скважине, содержащее пакер, включающий проходной в осевом направлении корпус с фигурным пазом на наружной поверхности, обойму со штифтом и шлипсами, причем штифт установлен в фигурный паз и имеет возможность перемещения по траектории фигурного паза, и эластичную манжету, разобщитель, включающий ствол с верхней и нижней резьбой, и золотник, расположенный внутри ствола и соединенный с ним срезными элементами, золотник снабжен расточкой, в которой установлено стопорное кольцо, взаимодействующее с кольцевой проточкой, расположенной в нижней части ствола, и седлом для запорного элемента, сбрасываемого вовнутрь устройства перед обработкой верхнего пласта, и нижнее кольцо, навернутое на нижнюю резьбу ствола, отличающееся тем, что фигурный паз на наружной поверхности проходного корпуса пакера выполнен в виде поперечной и продольной проточек, расположенных перпендикулярно друг к другу и соединенных между собой в нижней части продольной проточки, причем снизу золотник разобщителя снабжен осевым центральным отверстием, при этом расточка, в которую установлено стопорное кольцо, выполнена на внутренней поверхности золотника, а нижнее кольцо выполнено в виде крышки, навернутой на нижнюю резьбу ствола разобщителя, причем снизу крышка снабжена наружной резьбой для соединения с корпусом проходного пакера, а по центру крышка снабжена жесткозакрепленным на ней стержнем, направленным в сторону золотника, а также осевыми отверстиями по окружности, при этом пропускная способность отверстий крышки больше пропускной способности центрального отверстия золотника, а стержень имеет возможность герметичного взаимодействия с осевым центральным отверстием золотника, после посадки запорного элемента на седло золотника и осевого перемещения золотника относительно ствола разобщителя, причем кольцевая проточка, имеющая возможность взаимодействия со стопорным кольцом, выполнена на наружной поверхности стержня в виде кольцевых насечек, направленных противоположно стопорному кольцу, при этом запорный элемент выполнен в виде полусферы, жесткозакрепленной сверху со штоком, оснащенным уплотнительными дисками.



 

Похожие патенты:

Изобретение относится к способам герметизации эксплуатационной колонны. Перед герметизацией эксплуатационной колонны временно блокируют пласт самораспадающимся после проверки герметичности нижнего пакера гелем, затем на устье скважины снизу вверх собирают следующую компоновку: нижний пакер, труба, длина которой больше протяженности интервалов нарушения, верхний пакер, левый переводник, разделительный клапан.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и предназначено для перекрытия межтрубного пространства добывающих скважин при проведении ремонтно-изоляционных работ.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к области вторичного воздействия вакуумом на продуктивный пласт. Устройство для имплозионной обработки пласта содержит полый корпус с входящей в него депрессионной камерой и пакер.

Изобретение относится к системе и способам отбора текучей среды из конкретной зоны ствола скважины. Обеспечивает увеличенные степени расширения и более высокие перепады давления депрессии в скважине, уменьшает напряжения, в противном случае создаваемые оправкой инструмента с пакером вследствие перепадов давления.

Группа изобретений относится к нефтедобывающей промышленности, а именно к пакерам с электронным измерительным прибором и способам для их реализации. Обеспечивает повышение эффективности эксплуатации скважины.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и предназначено для освоения и эксплуатации нефтяных, газовых и нагнетательных скважин, проведения ремонтно-изоляционных работ и других технологических операций, а также селективной обработки пласта под давлением, поинтервальной опрессовки эксплуатационной колонны и поиска негерметичности с использованием двух пакеров.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, а именно к устройствам для разобщения пластов в скважине при раздельной закачке в них различных реагентов.

Изобретение относится к нефтяной и газовой промышленности, а именно к уплотнительным элементам, используемым в устройствах для герметичного разобщения интервалов обсадной колонны скважины (пакерах).

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и предназначено для проведения изоляционных и других работ при капитальном ремонте скважин. Изобретение предотвращает преждевременное срабатывание инструмента установочного гидравлического, обеспечивает надежную пакеровку, улучшение герметичности пакера, а также повышение надежности механизма соединения-разъединения инструмента установочного гидравлического с пакером разбуриваемым.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, а именно к разработке и эксплуатации нефтяных пластов с зонами различной проницаемости, в том числе в боковых и горизонтальных стволах с применением технологии одновременно-раздельной эксплуатации и изоляции зон несанкционированного водопритока.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к способам герметизации эксплуатационной колонны. Способ герметизации эксплуатационной колонны включает спуск в эксплуатационную колонну скважины двух пакеров, соединенных между собой трубой, на посадочном инструменте, в качестве которого используется колонна насосно-компрессорных труб, их посадку в эксплуатационной колонне выше и ниже интервала негерметичности с последующим извлечением посадочного инструмента. До возникновения негерметичности эксплуатационной колонны отбором проб производят анализ химического состава пластовой жидкости, затем на устье скважины собирают следующую компоновку снизу-вверх: нижний пакер, труба, верхний пакер, левый переводник, разделительный клапан, производят спуск компоновки на посадочном инструменте в интервал негерметичности эксплуатационной колонны, далее производят посадку пакеров, затем приводят в действие разделительный клапан, который гидравлически разделяет компоновку от посадочного инструмента и сообщает внутренние пространства посадочного инструмента с межколонным пространством скважины выше верхнего пакера, затем свабированием по посадочному инструменту снижают уровень жидкости в скважине над верхним пакером и определяют герметичность посадки верхнего пакера, при негерметичной посадке верхнего пакера срывают пакеры и извлекают всю компоновку на ревизию, после чего повторяют вышеописанные операции до герметичной посадки верхнего пакера, при герметичной посадке верхнего пакера вращают по часовой стрелке посадочный инструмент с устья скважины и отворачивают посадочный инструмент с разделительным клапаном и левым переводником, извлекают посадочный инструмент с разделительным клапаном и левым переводником из эксплуатационной колонны на поверхность, запускают скважину в эксплуатацию и отбором проб производят повторный анализ химического состава пластовой жидкости, сопоставлением результатов анализов химического состава пластовой жидкости в начальной и повторной пробах определяют герметичность посадки нижнего пакера, при негерметичной посадке нижнего пакера выполняют повторную герметизацию эксплуатационной колонны, как описано выше, от спуска компоновки в интервал негерметичности эксплуатационной колонны до определения герметичности посадки нижнего пакера. Предлагаемый способ герметизации эксплуатационной колонны прост в осуществлении, так как весь технологический процесс герметизации эксплуатационной колонны осуществляется за один спуск инструмента. Имеется возможность контроля герметичности посадки верхнего пакера до его отсоединения от посадочного инструмента. Также возможно извлечение двухпакерной компоновки на устье скважины в случае негерметичной посадки верхнего пакера до отсоединения от посадочного инструмента, что повышает эффективность и успешность работ по герметизации эксплуатационных колонн двухпакерными компоновками. 4 ил.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и может быть использовано для разобщения в скважине зон обсадных колонн при проведении ремонтных, изоляционных и исследовательских работ. Пакер для перекрытия внутренней полости колонны труб или обсадной колонны содержит верхнюю и нижнюю опорные втулки, на которых установлены, соответственно, верхняя и нижняя самоуплотняющиеся манжеты, причем указанные верхняя и нижняя самоуплотняющиеся манжеты установлены расширяющейся частью навстречу друг другу, а узкой частью самоуплотняющиеся манжеты закреплены в конусообразных втулках, охватывающих опорные втулки, между верхней и нижней опорными втулками с образованием центрального проходного канала установлены соединенные друг с другом по направлению сверху вниз переходная втулка, центратор и корпус клапана, состоящий из верхней и нижней частей, на верхней опорной втулке установлен входной патрубок, а на нижней опорной втулке подвешена цилиндрическая втулка с выполненными в стенке цилиндрической втулки отверстиями и установленным снизу наконечником-центратором, при этом в верхней части корпуса клапана выполнен центральный канал, в котором установлен подвижный шток, подпружиненный относительно установленной в нижней части верхней части корпуса клапана резьбовой втулки, верхняя часть подвижного штока уплотнена относительно центрального канала, в стенке верхней части корпуса клапана выполнено четыре продолговатых отверстия, а снизу к подвижному штоку прикреплен затвор клапана, расположенный в нижней части корпуса клапана, в которой выполнено седло, и в стенке нижней части корпуса клапана над седлом выполнены радиальные отверстия, причем подвижный шток с затвором установлены с возможностью замены на технологическую пробку. В результате достигается упрощение процесса посадки и срыва пакера. 4 ил.

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. Сущность изобретения: по способу определяют направления трещиноватости коллектора, формируют элементы разработки бурением горизонтальных нагнетательных скважин по квадратной сетке с параллельным расположением стволов и многозабойными добывающими скважинами с закругленными окончаниями стволов, расположенными вокруг ствола каждой горизонтальной скважины. Производят закачку рабочего агента через нагнетательные скважины и отбор продукции через добывающие скважины. При обводнении последних определяют интервалы обводнения и изолируют обводнившиеся интервалы. Согласно изобретению многозабойную скважину выполняют в форме полуэллипса, большая ось которого направлена под углом 30-60° к направлению трещиноватости при отношении малой полуоси b/2 к большой полуоси a/2 эллипса 0,1-0,8. При этом стволы многозабойной добывающей скважины выполняют длиной в продуктивной части пласта (0,6-0,8)·а каждый, на которых через каждые 50-250 м устанавливают водонабухающие пакеры. Сами стволы располагают у кровли продуктивного пласта на расстоянии не менее 0,5 м и не более 2 м от нее. Горизонтальную нагнетательную скважину размещают в плане вдоль большой оси эллипса многозабойной добывающей скважины, выполняют длиной (0,3-0,6)·а горизонтальной части в продуктивном пласте и размещают у водо-нефтяного контакта или подошвы чисто нефтенасыщенного пласта в профиле на расстоянии не менее 0,2 м и не более 1 м от него. 1 з.п. ф-лы, 4 пр., 3 ил.

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при разработке залежей нефти в карбонатных и терригенных коллекторах, разбуренных вертикальными и горизонтальными скважинами. Обеспечивает повышение охвата пласта вытеснением как по толщине, так и по площади, увеличение нефтеотдачи продуктивного пласта и повышение темпов отбора нефти. Сущность изобретения: способ включает разбуривание залежи вертикальными и/или наклонно направленными нагнетательными скважинами и размещенными крестообразно со взаимно перпендикулярным расположением стволов горизонтальными добывающими скважинами, закачку рабочего агента через вертикальные и/или наклонно направленные нагнетательные скважины и отбор нефти через добывающие горизонтальные скважины. Согласно изобретению горизонтальные добывающие скважины выполняют длиной, более чем в 4 раза превышающей расстояние между добывающими и нагнетательными скважинами, так что горизонтальные добывающие скважины вскрывают в начале и в конце ствола нижние пропластки, а в середине ствола - верхние пропластки. В перпендикулярном направлении в начале и в конце ствола горизонтальные добывающие скважины вскрывают верхние пропластки, а в середине ствола - нижние пропластки. При этом горизонтальные добывающие скважины образуют сетку, в центре каждой ячейки которой размещают от 1 до 3 вертикальных и/или наклонно направленных нагнетательных скважин. При этом минимальное расстояние между горизонтальной добывающей скважиной в вертикальной плоскости - 1 м. Для отсечения мест прорыва рабочего агента в горизонтальные добывающие скважины предусматривают водонабухающие пакеры. 1 пр., 3 ил.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и может быть использовано в пакерах для защиты уплотнительного элемента пакера от затекания резины в кольцевой зазор между стенкой обсадной колонны и корпусом пакера. Комплект раздвижных опор пакера состоит из опор первого и второго типа, устанавливаемых в пакере с чередованием между собой. Раздвижные опоры пакера первого и второго типа выполнены в виде симметрично разрезанной по боковым поверхностям цилиндрической трубы и содержат хвостовик, ножку и основание. Хвостовик имеет внешнюю коническую поверхность, внешнюю цилиндрическую поверхность, боковые поверхности. Ножка имеет внешнюю цилиндрическую поверхность, боковые поверхности. Основание имеет внешнюю цилиндрическую поверхность, внутреннюю коническую поверхность и боковые поверхности. Внутри плашки имеется внутренняя цилиндрическая поверхность. Внешняя коническая поверхность хвостовика, параллельная внутренней конической поверхности основания, выполнена с переходом во внешнюю цилиндрическую поверхность ножки. Ножка и основание выполнены в виде разрезанного полого цилиндра, усеченного по бокам с образованием одинаковых с обеих сторон плоских поверхностей. Внешние цилиндрические поверхности соответственно хвостовика и основания выполнены с переходом в плоские поверхности. При этом плоские поверхности нижней части основания раздвижной опоры первого типа выполнены с переходом в козырьки. По обеим сторонам нижней части основания раздвижной опоры второго типа выполнены ответные фигурные выборки под козырьки в виде выборки. Техническим результатом заявляемого изобретения является повышение надежности конструкции раздвижной опоры, обеспечение простоты и удобства сборки при установке раздвижных опор в пакер, обеспечение надежной герметизации кольцевого пространства между стенкой обсадной колонны и корпусом пакера, обеспечение гарантированного возврата раздвижных опор в исходное положение. 3 з.п. ф-лы, 5 ил..

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. До появления негерметичности в эксплуатационной колонне на нижнем конце посадочного инструмента выполняют радиальные отверстия, а ниже радиальных отверстий в посадочном инструменте устанавливают ограничитель, радиальные отверстия в начальном положении герметично перекрывают полой втулкой, имеющей возможность ограниченного осевого перемещения до упора в ограничитель посадочного инструмента и фиксации в посадочном инструменте, после появления негерметичности на устье скважины собирают следующую компоновку снизу вверх: нижний пакер, труба, верхний пакер, левый переводник, производят спуск компоновки в интервал негерметичности эксплуатационной колонны на посадочном инструменте, далее производят посадку пакеров, после чего проверяют герметичность посадки нижнего пакера, для чего на кабеле спускают геофизический прибор по посадочному инструменту в эксплуатационную колонну скважины в интервал нижнего пакера и производят геофизические исследования, затем извлекают геофизический прибор на кабеле из скважины, на устье скважины в посадочный инструмент устанавливают резиновую пробку с металлическим наконечником снизу, продавливают ее до фиксации металлического наконечника в полой втулке, при этом резиновая пробка герметично отсекает двухпакерную компоновку от посадочного инструмента и открываются радиальные отверстия посадочного инструмента, которые сообщают внутреннее пространство посадочного инструмента и межколонное пространство скважины выше верхнего пакера, после чего снижают уровень жидкости в межколонном пространстве скважины над верхним пакером свабированием по посадочному инструменту и определяют герметичность посадки верхнего пакера, при герметичной посадке обоих пакеров вращают по часовой стрелке посадочный инструмент с устья скважины, отворачивая посадочный инструмент от левого переводника, извлекают посадочный инструмент из эксплуатационной колонны на поверхность, при негерметичной посадке хотя бы одного из пакеров срывают пакеры и извлекают всю компоновку на ревизию, после чего повторяют вышеописанные операции. Предлагаемый способ герметизации эксплуатационной колонны прост в осуществлении, так как весь технологический процесс герметизации эксплуатационной колонны осуществляется за один спуск инструмента. Имеется возможность контроля герметичности посадки как верхнего, так и нижнего пакеров, а также извлечения двухпакерной компоновки на устье скважины в случае негерметичной посадки хотя бы одного из пакеров, что гарантирует высокую успешность работ по герметизации эксплуатационных колонн двухпакерными компоновками. 4 ил.

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. Растяжимые штанги установлены на корпусе с возможностью открытия и закрытия. Мембрана прикреплена к растяжимым штангам и выполнена с возможностью перемещения между свернутым и развернутым положениями. Клапанная мембрана содержит первую сужающуюся часть, первый конец которой имеет первый диаметр, а второй конец имеет второй диаметр. Первый диаметр больше второго диаметра и больше внутреннего диаметра скважины. Первая сужающаяся часть присоединена к растяжимым штангам таким образом, что при использовании часть клапанной мембраны, плотно прилегающая к стенкам скважины, расположена между первым и вторым диаметрами. Клапанная мембрана являет трубкой, диаметр одного конца которой превышает наибольший диаметр, который необходимо герметизировать. Диаметр второго конца мембраны меньше наименьшего диаметра, который необходимо герметизировать. Указанное устройство для использования в скважине может быть включено в модуляционное устройство, которое помимо него содержит клапан для модуляции давления текучей среды в заполненной скважине. При использовании изобретения устранена необходимость встраивать модулятор в структуру скважины, а также устранена необходимость в насосе или сопле. 2 н. и 5 з.п. ф-лы, 13 ил.

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. Над нижним антиэкструзионным узлом расположены три резиновые уплотнительные манжеты, взаимодействующие между собой конусными поверхностями, над которыми расположен верхний антиэкструзионный узел, аналогичный нижнему, но повернутый на 180°, а над ним расположен верхний якорный узел, включающий пакет тарельчатых пружин, размещенных во внешней втулке, конус проходной, верхний кожух с плашками, стянутыми пружинным кольцом. На верхний кожух посредством резьбы закреплена втулка кожуха, которая взаимодействует с муфтой, закрепленной посредством резьбового соединения на верхнем стволе. Изобретение позволяет повысить надежность и эффективность работы пакера в процессе его установки, эксплуатации и демонтажа в нефтяных и газовых скважинах. 5 з.п. ф-лы, 8 ил.

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. Перед герметизацией эксплуатационной колонны временно блокируют пласт самораспадающимся после проверки герметичности нижнего пакера гелем, затем на устье скважины собирают следующую компоновку снизу вверх: нижний пакер, труба, верхний пакер, гидравлический разъединитель, спускают компоновку на посадочном инструменте в интервал негерметичности эксплуатационной колонны, далее последовательно производят посадку пакеров, причем сначала осевым перемещением на 1,5-2 м вверх-вниз сажают нижний пакер, а затем разгрузкой компоновки на нижний пакер сажают верхний пакер, после чего на кабеле в эксплуатационную колонну скважины спускают геофизический прибор по посадочному инструменту в интервал нижнего пакера и проверяют герметичность нижнего пакера, проводя геофизическое исследование, затем извлекают геофизический прибор на кабеле из скважины, далее заполняют межколонное пространство скважины над верхним пакером технологической жидкостью и производят опрессовку эксплуатационной колонны по межколонному пространству скважины под избыточным давлением, не превышающим допустимого давления на эксплуатационную колонну, выдерживают эксплуатационную колонну под избыточным давлением в течение 30 мин и определяют герметичность посадки верхнего пакера, при герметичной посадке обоих пакеров приводят в действие гидравлический разъединитель, для этого с устья скважины в посадочный инструмент сбрасывают шар, заполняют посадочный инструмент технологической жидкостью и создают в нем избыточное давление жидкости до срабатывания гидравлического разъединителя, после чего извлекают посадочный инструмент с гидравлическим разъединителем из эксплуатационной колонны на поверхность, при негерметичной посадке хотя бы одного из пакеров срывают пакеры и извлекают всю компоновку на ревизию, после чего повторяют операции по временной блокировке пласта, спуску, посадке и проверке пакеров на герметичность. Предлагаемый способ герметизации эксплуатационной колонны прост в осуществлении, так как весь технологический процесс герметизации эксплуатационной колонны осуществляется за один спуск инструмента. Имеется возможность контроля герметичности посадки верхнего пакера до его отсоединения от посадочного инструмента. Также возможно извлечение двухпакерной компоновки на устье скважины в случае негерметичной посадки верхнего пакера до отсоединения от посадочного инструмента, что повышает эффективность и успешность работ по герметизации эксплуатационных колонн двухпакерными компоновками в наклонно направленных скважинах. 5 ил., 1 табл.

Изобретение относится к области строительства и эксплуатации нефтяных, газовых и других скважин, а именно к механическим пакерам осевого типа двустороннего действия. Задачей изобретения является обеспечение осевого способа посадки пакера с двусторонним восприятием внешних нагрузок без расходования веса колонны на раскрытие замковых устройств и при минимальном осевом габарите. Сущность изобретения: пакер содержит ствол, на который надеты подвижный нижний механический якорь и подвижная в осевом направлении центральная часть, выполненная в виде втулки, на верхнюю часть которой навинчен по резьбе либо верхний конус, либо гидроякорь, а на нижней части втулки подвижно установлены уплотнители и нижний конус, жестко соединенный с другой втулкой, осуществляющей подвижную механическую связь между центральной частью и нижним якорем, траектория перемещения которого ограничена пазом, выполненным на стволе пакера. Механическая связь центральной части и нижним якорем осуществлена посредством двух управляющих фигурных пазов, один из которых, неподвижный, расположен на стволе, второй, подвижный, выполнен на пазовой втулке. 5 ил.
© Патентный поиск, поиск патентов на изобретения - FindPatent.RU 2012-2024
Политика конфиденциальности 2014-03-20 2014-03-19T12:30:34
Наверх