Пакер гидравлический

Авторы патента:

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

Владельцы патента RU 2535542:

Николаев Олег Сергеевич (RU)

Изобретение относится к области горного дела, в частности к нефтедобывающей промышленности, и может быть использовано для эксплуатации нефтяных скважин. Пакер гидравлический содержит ствол, соединенный с муфтой, кольцевое уплотнение, цилиндр, соединенный с одного торца посредством манжеты с заглушкой, и с противоположного торца - с нажимным тарельчатым упором кольцевого уплотнения, круговую жидкостную камеру. Круговая жидкостная камера образована расточкой внутренней поверхности цилиндра и сообщается с полостью ствола через канал, выполненный в стенке ствола, и подпакерной полостью скважины через сквозные отверстия, выполненные в стенке расточенного цилиндра. Нажимной тарельчатый упор кольцевого уплотнения временно зафиксирован на стволе срезными штифтами. В заглушке установлен клапан. На муфте выполнен неподвижный тарельчатый упор кольцевого уплотнения. В цилиндре с помощью манжет размещен поршень, соединенный со стволом и образующий с заглушкой герметичную газовую камеру. В расточке цилиндра размещено стопорное устройство, фиксирующее на стволе посредством цилиндра положение нажимного тарельчатого упора при сжатом кольцевом уплотнении. Изобретение обеспечивает упрощение конструкции и снижение трудоемкости посадки пакера в скважине. 3 з.п. ф-лы, 1 ил.

Изобретение относится к области горного дела, в частности к нефтедобывающей промышленности, и может быть использовано для одновременно-раздельной добычи жидкости из нефтяных скважин.

Известен пакер, включающий корпус с центральным каналом, сообщающимся с впускным каналом, перекрытым обратным клапаном, и размещенную на корпусе оболочку, выполненную из растяжимого упругого материала. Центральная часть оболочки выполнена в виде призмы, боковые поверхности которой снабжены наружным слоем из высокоэластичного материала с толщиной, превышающей размеры неровностей на поверхности скважины. Концевые участки оболочки выполнены в виде усеченных конусов. Внутри оболочки установлено с возможностью взаимодействия с ней средство для обеспечения создания равномерного давления жидкости на оболочку. В верхней и нижней частях корпуса закреплены конические перфорированные кожухи с условием перекрытия концевых участков оболочки для предотвращения трения оболочки о стенки скважины при спуске и подъеме пакера в скважине и разобщения полости скважины при подаче жидкости под давлением внутрь оболочки. Корпус снабжен перекрытыми обратными клапанами, регулирующими каналы, посредством которых заколонное пространство над и под пакером сообщено с внутренним объемом оболочки. (Патент RU №2224872 C1. Пакер. - МПК: E21B 33/12. - 27.02.2004). Недостатком известного технического решения является сложность конструкции и трудность установки пакера в скважинах, связанная с дополнительной закачкой жидкости для создания гидравлического давления на оболочку, разобщающую полость скважины.

Известен пакер гидравлический, содержащий корпус с центральным и впускным каналами и внутреннюю втулку, соединенную с корпусом, уплотнительный элемент, полый срезной элемент, установленный на корпусе и выступающий в центральный канал корпуса, клапанный узел, размещенный между корпусом и наружной втулкой, соединенной с корпусом клапанного узла и внутренней втулкой. Клапанный узел состоит из четырех выполненных за одно целое поршней-клапанов, расположенных по окружности через 90˚, упирающихся в подпружиненный переключатель, выполненный в виде втулки с четырьмя симметрично расположенными по ее образующей, через 90˚, фигурными пазами, в которых размещены четыре штифта, жестко закрепленные на внутренней втулке с возможностью перемещения переключателя с поворотом относительно штифтов при возвратно-поступательных перемещениях поршней - клапанов. Края уплотнительного элемента закреплены стаканами и подстаканниками. К стаканам прикреплены втулки, имеющиеконические участки, расположенные в сторону открытого участка уплотнительного элемента, с возможностью пластической деформации конических участков втулок при рабочем положении уплотнительного элемента, а на корпусе, по окружности через 90⁰, установлены четыре полых срезных элемента, на которые надеты резиновые манжеты. (Патент RU №2443850 C1. Гидравлический пакер. - МПК: E21B 33/12. - 27.02.2012). Недостатком известного технического решения является низкая эффективность эксплуатации скважины из - за сложности конструкции пакера и его герметизирующей способности.

Наиболее близким аналогом, принятым за прототип, известен пакер, содержащий ствол, верхний и нижний переводники, оболочку, размещенную вокруг ствола с образованием гидравлической камеры, которая соединена с полостью ствола каналом, выполненным в стенке ствола под углом, выход со стороны гидравлической камеры которого выше входа со стороны полости ствола, обратный клапан, перекрывающий полость ствола, и манжеты. Ствол установлен с возможностью осевого перемещения относительно оболочки для перекрытия канала в стенке ствола (Патент RU №95734 U1. Пакер. МПК: E21B 33/12. - 10.07.2010).

Недостатком известного пакера является сложность конструкции и трудность установки пакера в скважинах, требующая дополнительную закачку жидкости для создания гидравлического давления на оболочку, разобщающую полость скважины.

Основной задачей, на решение которой направлено заявляемое изобретение, является упрощение конструкции и снижение трудоемкости посадки пакера в скважине.

Техническим результатом является упрощение конструкции и снижение трудоемкости посадки пакера в скважине.

Указанный технический результат достигается тем, что в известном пакере гидравлическом, содержащем ствол, соединенный с муфтой, расположенное на стволе кольцевое уплотнение, канал в стенке ствола, круговую жидкостную камеру, сообщающуюся через канал с полостью ствола, клапан и манжеты, согласно предложенному техническому решению,

пакер содержит цилиндр, соединенный с одного торца посредством манжеты с заглушкой, в последней установлен клапан, и с противоположного торца - с нажимным тарельчатым упором кольцевого уплотнения, временно зафиксированным на стволе срезными штифтами, причем неподвижный тарельчатый упор кольцевого уплотнения выполнен на муфте, при этом на внутренней поверхности цилиндра выполнена расточка, образующая со стволом вышеупомянутую круговую жидкостную камеру, а в расточенной стенке цилиндра выполнены сквозные отверстия, сообщающие подпакерную полость скважины с жидкостной камерой, и в цилиндре с помощью манжет размещен поршень, соединенный со стволом и образующий с заглушкой герметичную газовую камеру, при этом в расточке цилиндра размещено стопорное устройство, фиксирующее на стволе посредством цилиндра положение нажимного тарельчатого упора при сжатом кольцевом уплотнении;

срезные штифты в нажимном тарельчатом упоре кольцевого уплотнения выполнены с параметрами (количество, диаметр и материал), интегрированными с усилием среза, адекватным давлению жидкости на глубине погружения пакера в скважине;

стопорное устройство состоит из разрезного пружинящего кольца с внутренней упорной резьбой, взаимодействующей с ответной наружной резьбой, выполненной на стволе, и стопорного кольца, выполненного с внутренним конусом, временно зафиксированным срезными штифтами, установленными в стенке цилиндра, и взаимодействующим с ответным наружным конусом пружинящего кольца с внутренней упорной резьбой;

клапан выполнен в виде болта, а со стороны газовой камеры на торце заглушки выполнена выемка, в которой с зазором к торцу выемки размещена гайка болта, последний зафиксирован в выемке срезным штифтом и установлен в заглушке с помощью манжеты, а на теле болта выполнен тупиковый паз, сообщающий газовую камеру с подпакерной полостью скважины после смещения болта на величину зазора.

Приведенный заявителем анализ уровня техники позволил установить, что аналоги, характеризующиеся совокупностями признаков, тождественными всем признакам заявленного пакера гидравлического, отсутствуют. Следовательно, заявляемое техническое решение соответствует условию патентоспособности «новизна».

Результаты поиска известных решений в данной области техники с целью выявления признаков, совпадающих с отличительными от прототипа признаками заявляемого технического решения, показали, что они не следуют явным образом из уровня техники. Из определенного заявителем уровня техники не выявлена известность влияния предусматриваемых существенными признаками заявляемого технического решения преобразований на достижение указанного технического результата. Следовательно, заявляемое техническое решение соответствует условию патентоспособности «изобретательский уровень».

Заявленное техническое решение может быть реализовано на любом предприятии машиностроения из общеизвестных материалов и принятой технологии и успешно использовано на нефтегазовых скважинах. Следовательно, заявляемое техническое решение соответствует условию патентоспособности «промышленная применимость».

На представленной фиг.1 показан общий вид пакера гидравлического.

Пакер гидравлический содержит ствол 1, соединенный с муфтой 2, расположенное на стволе кольцевое уплотнение 3, цилиндр 4, соединенный с одного торца посредством манжеты 5 с заглушкой 6, в последней установлен клапан 7, и с противоположного торца - с нажимным тарельчатым упором 8 кольцевого уплотнения, временно зафиксированным на стволе срезными штифтами 9, круговую жидкостную камеру 10, образованную расточкой внутренней поверхности цилиндра 4 и сообщающуюся с полостью ствола 1 через канал 11, выполненный в стенке ствола 1, и подпакерной полостью скважины через сквозные отверстия 12, выполненные в стенке расточенного цилиндра 4. На муфте 2 выполнен неподвижный тарельчатый упор 13 кольцевого уплотнения 3. В цилиндре 4 с помощью манжет 14 размещен поршень 15, соединенный со стволом 1 и образующий с заглушкой 6 герметичную газовую камеру 16. В расточке цилиндра 4 размещено стопорное устройство, фиксирующее на стволе посредством цилиндра 4 положение нажимного тарельчатого упора 8 при сжатом кольцевом уплотнении 3. Стопорное устройство состоит из разрезного пружинящего кольца 17 с внутренней упорной резьбой, взаимодействующей с ответной наружной резьбой, выполненной на стволе 1, и стопорного кольца 18, выполненного с внутренним конусом, временно зафиксированным срезными штифтами 19, установленными в стенке цилиндра 4, и взаимодействующим с ответным наружным конусом пружинящего кольца 18 с внутренней упорной резьбой. Срезные штифты 9 в нажимном тарельчатом упоре 8 кольцевого уплотнения 3 выполнены с параметрами (количество, диаметр и материал), интегрированными с усилием среза τ, адекватным давлению p жидкости на глубине погружения пакера в скважине. Клапан выполнен в виде болта 19, а со стороны газовой камеры 16 на торце заглушки 6 выполнена выемка 20, в которой с зазором ε к торцу выемки 20 размещена гайка 21 болта 19, последний установлен в заглушке 6 с помощью манжеты 22 и зафиксирован в выемке срезным штифтом 23. На теле болта 19 выполнен тупиковый паз 24, сообщающий газовую камеру 16 с подпакерной полостью скважины после смещения болта 19 на величину зазора ε.

Пакер гидравлический работает следующим образом.

С помощью муфты 2 на колонне насосно - компрессорных труб пакер устанавливают в определенном интервале скважины, соответствующему интервалу разобщения пластов с давлением p жидкости. По мере спуска пакера в скважину жидкость поступает через отверстия 12 в расточенной стенке цилиндра 4 в круговую жидкостную камеру 10 и через канал 11 в полость ствола 1, создавая вокруг пакера нарастающее давление скважинной жидкости, которое давит на поршень 15 изнутри пакера и заглушку 6 снаружи его, создавая тем самым нагрузку на срезные штифты 9. С достижением определенного давления p скважинной жидкости, превышающим допустимое интегрированное усилие среза τ срезных штифтов 9 с параметрами (количество, диаметр и материал), срезные штифты 9 срезаются, поршень 15 и заглушка 6 сжимают газовую камеру 16, нажимной упор 8 сдавливает кольцевое уплотнение 3 относительно неподвижного упора 13 на муфте 2 и радиальным расширением разобщает полость скважины. При этом одновременно цилиндр 4 смещает через срезные штифты 19 стопорное кольцо 18 и уступом расточки разрезное пружинящее кольцо 17 с внутренней упорной резьбой, скользящей по ответной наружной резьбе на стволе 1. Сдавливая газовую камеру 16 поршень нажимает на торец болта 19, срезает о заглушку 6 срезной штифт 23 и смещает болт 19 до упора гайки 21 в стенку выемки 20 на величину зазора ε, открывается тупиковый паз 24, сообщающий газовую камеру 16 с подпакерной полостью скважины. После этого давление снаружи и внутри пакера, в том числе и в газовой камере 16, выравнивается, кольцевое уплотнение 3 через нажимной тарельчатый упор 8 нажимает на цилиндр 4, последний через срезные штифты 9 смещает стопорное кольцо 18 в обратном направлении, надвигается внутренним конусом на наружный конус разрезного пружинящего кольца 17, последнее, сжимаясь с внутренней упорной резьбой, взаимодействует с ответной наружной резьбой на стволе 1, фиксирует нажимным тарельчатым упором 8 сжатое положение кольцевого уплотнения 3. Для извлечения пакера необходимо поднять его, при этом срезаются срезные штифты 19, освобождается стопорное кольцо 18 и конусом смещается с наружного конуса разрезного пружинящего кольца 17, последнее освобождается от зацепления с ответной резьбой на стволе 1, вследствие чего кольцевое уплотнение 3 разжимается, поршень 4 смещается, всасывая скважинную жидкость в газовую камеру 16 через тупиковый паз 24 на болте 19 клапана 7 и пакер освобождается для подъема его на поверхность скважины.

Использование предложенного пакера гидравлического в нефтедобывающей промышленности может повысить надежность посадки пакеров в скважинах и улучшить герметизацию межтрубного пространства, что значительно повысит эффективность эксплуатации скважин в соответствие с требованиями Правил охраны недр, утвержденных постановлением Госгортехнадзора РФ №71 от 06 июня 2003 г.

1. Пакер гидравлический, содержащий ствол, соединенный с муфтой, расположенное на стволе кольцевое уплотнение, канал в стенке ствола, круговую жидкостную камеру, сообщающуюся через канал с полостью ствола, клапан и манжеты, отличающийся тем, что пакер содержит цилиндр, соединенный с одного торца посредством манжеты с заглушкой, в последней установлен клапан, и с противоположного торца - с нажимным тарельчатым упором кольцевого уплотнения, временно зафиксированным на стволе срезными штифтами, причем неподвижный тарельчатый упор кольцевого уплотнения выполнен на муфте, при этом на внутренней поверхности цилиндра выполнена расточка, образующая со стволом вышеупомянутую круговую жидкостную камеру, а в расточенной стенке цилиндра выполнены сквозные отверстия, сообщающие подпакерную полость скважины с жидкостной камерой, и в цилиндре с помощью манжет размещен поршень, соединенный со стволом и образующий с заглушкой герметичную газовую камеру, при этом в расточке цилиндра размещено стопорное устройство, фиксирующее на стволе посредством цилиндра положение нажимного тарельчатого упора при сжатом кольцевом уплотнении.

2. Пакер по п.1, отличающийся тем, что срезные штифты в нажимном тарельчатом упоре кольцевого уплотнения выполнены с параметрами (количество, диаметр и материал), интегрированными с усилием среза, адекватным давлению жидкости на глубине погружения пакера в скважине.

3. Пакер по п.1, отличающийся тем, что стопорное устройство состоит из разрезного пружинящего кольца с внутренней упорной резьбой, взаимодействующей с ответной наружной резьбой, выполненной на стволе, и стопорного кольца, выполненного с внутренним конусом, временно зафиксированным срезными штифтами, установленными в стенке цилиндра, и взаимодействующим с ответным наружным конусом пружинящего кольца с внутренней упорной резьбой.

4. Пакер по п.1, отличающийся тем, что клапан выполнен в виде болта, а со стороны газовой камеры на торце заглушки выполнена выемка, в которой с зазором к торцу выемки размещена гайка болта, последний зафиксирован в выемке срезным штифтом и установлен в заглушке с помощью манжеты, а на теле болта выполнен тупиковый паз, сообщающий газовую камеру с подпакерной полостью скважины после смещения болта на величину зазора.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и может быть применено для добычи пластового флюида электроприводным насосом. Двухпакерная насосная установка включает колонну труб меньшего диаметра, размещенную концентрично или эксцентрично в колонне труб большего диаметра.

Устройство для отключения интервала водопритока в открытом стволе многозабойной горизонтальной скважины // 2534118

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и может найти применение при отключении водопритока в открытый ствол многозабойной горизонтальной скважины.

Способ ликвидации негерметичности эксплуатационных колонн // 2533470

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.

Пакер разбуриваемый (варианты) // 2533405

ппа изобретений относится к области строительства, эксплуатации и ремонта нефтяных, газовых и других скважин, а именно к вариантам конструкции разбуриваемых пакеров.

Пакер многофункциональный // 2532501

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.

Пакер инерционный механический // 2532496

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.

Пакер для необсаженных скважин // 2531688

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.

Устройство для обработки пластов в скважине // 2529069

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 // 2524706

Способ и устройство для повышения надежности операций точечного стимулирования // 2521573

Группа изобретений относится к операциям подземной интенсификации притока углеводородов и, более конкретно, к операциям и устройствам для повышения надежности точечного стимулирования.

Пакер опорно-механический с кабельным вводом // 2536533

Изобретение относится к области горного дела, в частности к нефтедобывающей промышленности, и может быть использовано для разобщения полостей скважин пакерами с радиальным расширением под действием осевого давления при эксплуатации скважин с применением электропогружных насосов. Пакер опорно-механический с кабельным вводом содержит ствол, телескопически соединенный с присоединительной муфтой и опорным ниппелем с помощью манжет и стопорных пальцев, взаимодействующих с продольными пазами, выполненными в стволе, с возможностью осевого перемещения их между собой. Пакер оснащен кольцевым уплотнением с тарельчатыми упорами, разделенным промежуточными кольцами, и вводом силового кабеля через продольный глухой паз на стволе с герметикой под кольцевым уплотнением. С обеих сторон кольцевого уплотнения в зеркальном отображении установлены идентичные втулки, выполненные с соответствующими верхним и нижним тарельчатыми упорами для сжатия кольцевого уплотнения, соединенные с муфтой и ниппелем и зафиксированные стопорными винтами. На внутренних поверхностях втулок выполнены продольные пазы, а в стенках муфты и ниппеля выполнены сквозные пазы для свободного перемещения и выхода силового кабеля при сжатии кольцевого уплотнения. На обоих концах ствола в кольцевых пазах установлены ограничители хода муфты и ниппеля, выполненные в виде пар полукольцевых сухарей, охватывающие торцами силовой кабель и блокированные снаружи ступенями внутренних поверхностей муфты и ниппеля, выполненными с длиной, по меньшей мере, равной величине смещения каждого из упоров при сжатии кольцевого уплотнения с радиальным расширением до герметичного разобщения полости скважины. Во втулках установлены срезные штифты, взаимодействующие с кольцевыми канавками на стволе, обеспечивая свободное размещение кольцевого уплотнения между тарельчатыми упорами при спуске пакера в скважину до упора в нижеустановленное устройство. Изобретение обеспечивает повышение технологичности изготовления и герметичности установки пакера в скважине. 3 з.п. ф-лы, 1 ил.

Двуякорный механический пакер // 2536534

Изобретение относится к области горного дела, в частности к нефтедобывающей промышленности, и может быть использовано для эксплуатации нефтяных скважин. Двуякорный механический пакер содержит шпиндель, установленные на нем верхний и нижний якоря со стопорными плашками и разжимающими их конусами, муфту, в которой выполнена расточка, и соединенную с конусом верхнего якоря, временно закрепленным на шпинделе срезными штифтами, и соединенную с конусом нижнего якоря нижнюю гайку. Между муфтой и нижней гайкой расположено кольцевое уплотнение. Шпиндель верхней частью соединен с переводником, на котором установлена верхняя гайка. Обойма верхнего якоря и верхняя гайка соединены между собой кожухом, внутри которого установлена пружина для нажима на торец обоймы верхнего якоря относительно переводника. Стопорные плашки верхнего и нижнего якорей установлены в радиальных пазах обоймы и подпружинены в направлении шпинделя с помощью плоских пружин. В обойме нижнего якоря дополнительно установлены подпружиненные фрикционные плашки. Под обоймой выполнен лабиринтный паз. Обойма соединена с затвором. В затворе размещен плавающий палец телескопического замка. На цилиндрической поверхности стопорных плашек верхнего якоря выполнены выступы, расположенные в окнах, выполненных в стенке обоймы. По меньшей мере, на половине количества стопорных плашек выполнены насечки с упорным профилем для зацепления якоря со стволом скважины с возможностью продольного и радиального перемещения выступов плашек в окнах обоймы. Другая часть стопорных плашек выполнена с возможностью скольжения по стволу скважины, выступы которых расположены в окнах обоймы с возможностью радиального перемещения. Изобретение обеспечивает повышение герметичности разобщения межтрубного пространства скважин механическими пакерами и надежности подъема их из скважины. 5 з.п. ф-лы, 1 ил.

Пакер-пробка и монтажный инструмент для посадки его в скважине (варианты) // 2537713

Группа изобретений относится к нефтедобывающей промышленности и может быть использована для разобщения полостей скважин при проведении ремонтных работ. Пакер-пробка содержит ствол с кольцевым выступом и манжетой, заглушку, кольцевое уплотнение с верхним и нижним упорами, шлипсы и конусы, фиксатор сжатого кольцевого уплотнения, буферную втулку и размещенное в ее расточке пружинистое кольцо, взаимодействующее с кольцевыми насечками на стволе. Конусы зафиксированы на стволе срезными штифтами и шпонками. Верхняя шпонка соединена с конусом стопорным винтом с возможностью перемещения на длину сжатия кольцевого уплотнения. Верхние шлипсы примкнуты к муфте, соединенной с буферной втулкой. На торце муфты выполнен внутренний конус, взаимодействующий с наружным конусом на пружинистом кольце фиксатора. Нижние шлипсы примкнуты к буртику распорной втулки, сопряженной внутренним диаметром с кольцевым выступом. Под юбкой заглушки в кольцевом выступе выполнены отверстия, в которых установлены срезные штифты для соединения ствола с узлом фиксации на штоке монтажного инструмента. Монтажные инструменты содержат цилиндрический корпус с герметичной крышкой. В пяти вариантах корпус разделен перегородкой, в которой размещен шток рабочего поршня. На штоке, расположенном выше перегородки, закреплен узел фиксации. В первом варианте, рабочий поршень и установленный над ним на стержне поршень демпфера разделяют надпоршневую полость на воздушную камеру и камеру с жидкостью, соединенные каналами с пластинчатыми клапанами. В стенке корпуса выше перегородки выполнены отверстия. Рабочий поршень зафиксирован в корпусе срезными штифтами, а крышка корпуса присоединена к канату. В других вариантах внутри корпуса концентрично размещен цилиндр с внутренним кольцевым выступом на торце. Цилиндр сопряжен с крышкой, они образуют круговую полость, сообщающуюся с колонной труб или скважинным пространством через каналы. В каналах имеется золотниковый клапан или мембрана с пиропатроном, либо газогенератором, снабженным запалом. В цилиндре размещены рабочий и демпферный поршни. К крышке присоединен каротажный кабель. В шестом варианте, в головке корпуса размещен электропривод, соединенный с каротажным кабелем, взаимодействующий ходовым винтом с узлом фиксации. Изобретение обеспечивает упрощение конструкции и повышение надежности работы устройств. 7 н. и 3 з.п. ф-лы, 7 ил.

Пакер инерционный механический с кабельным вводом (варианты) // 2539451

Изобретение относится к области горного дела, в частности к нефтедобывающей промышленности, и может быть использовано для разобщения полостей скважин пакерами с радиальным расширением под действием осевого давления при эксплуатации скважин с применением электропогружных насосов. С целью повышения надежности эксплуатации скважины, пакер инерционный механический с кабельным вводом, по первому варианту, включает смонтированные на трубе кольцевое уплотнение с тарельчатыми упорами, механический якорь и телескопический замок. Якорь содержит подпружиненные фрикционные плашки, разжимные рифленые кулачки с возвратными пружинами, взаимодействующие с конусом, установленным с возможностью осевого перемещения. Между конусом и кольцевым уплотнением введена подвижная втулка, соединенная с конусом, на противоположном торце втулки выполнен тарельчатый упор и буртик, упирающийся в полукольцевые сухарики, установленные в кольцевом пазу, выполненном на трубе, обеспечивающий свободное размещение кольцевого уплотнения между тарельчатыми упорами до посадки пакера в скважину и возможность перемещения в направлении конуса на расстояние, по меньшей мере, равное величине сжатия кольцевого уплотнения с радиальным расширением до герметичного разобщения полости скважины. Нажимной упор соединен с фланцем, блокирующие вторые полукольцевые сухарики установлены в кольцевом пазу с противоположной стороны кольцевого уплотнения. Телескопический замок включает выполненный на поверхности трубы многоходовой замкнутый лабиринтовый паз, взаимодействующий с плавающим пальцем с возможностью продольных и круговых перемещений. Плавающий палец закреплен в ползуне, подвижно установленном в Т-образном круговом пазу, выполненном в кольце, присоединенном к торцу обоймы посредством штифтов и накидной гайки. На поверхности трубы выполнены продольный глухой канал, в котором размещен силовой кабель, причем с герметикой под кольцевым уплотнением, и продольный глухой паз, в котором расположены стопорные пальцы, закрепленные в обойме и в конусе для предотвращения возможных поворотов обоймы с кольцом и/или конуса, вызывающих повреждение силового кабеля. Отличие второго варианта пакера от первого состоит в том, что стопорный палец, расположенный в продольном глухом пазу, предотвращающий поворот обоймы на трубе и исключающий тем самым повреждение силового кабеля под обоймой, закреплен в кольце, присоединенном к торцу обоймы посредством штифтов и накидной гайки. 2 н.п. ф-лы, 4 ил.

Пакер механический двухстороннего действия // 2539468

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и может быть использовано при освоении и эксплуатации нефтяных и газовых скважин. Пакер механический содержит верхний и нижний стволы. Нижний ствол имеет на наружной поверхности замкнутый фигурный паз. На нижнем стволе располагается нижний якорный узел. Нижний якорный узел включает корпус, нижний кожух с нижними подпружиненными плашками. В средней части корпуса выполнены прямоугольные окна, в которых установлены подпружиненные центраторы, удерживаемые верхней и нижней крышками. В нижней части корпуса выполнена кольцевая наружная канавка, посредством которой к нижней части корпуса присоединено разрезное кольцо. Кольцо имеет внутреннюю кольцевую канавку и наружный цилиндрический выступ. В кольцо установлен фиксатор. На верхнем стволе расположен с возможностью осевого перемещения и опирающийся на цилиндрический выступ нижнего ствола опорный конус. Над конусом расположены нижний антиэкструзионный узел, уплотнительные манжеты и верхний антиэкструзионный узел. Над ним расположен верхний якорный узел. Верхний якорный узел включает конусную муфту, гайку, верхний кожух с верхними плашками. Под плашками расположен разрезной конус, стянутый стопорными кольцами. Конус опирается на упор. Упор опирается на пружинящий пакет, состоящий из двух крайних и одного среднего упорных колец, между которыми расположены два разрезных кольца. Изобретение позволяет повысить надежность и эффективность работы пакера. 1 з.п. ф-лы, 4 ил.

Пакер с кабельным вводом // 2540369

Изобретение относится к области горного дела, в частности к нефтедобывающей промышленности, и может быть использовано для разобщения полостей скважин пакерами с кабельным вводом для подключения электроприводных насосов. Пакер с кабельным вводом содержит ствол, смонтированные на стволе сжимаемые кольцевые манжеты с возможностью радиального расширения до герметичного разобщения полости скважины и якорь. Снаружи ствола под кольцевыми манжетами и якорем выполнен продольный глухой канал для проводки силового кабеля, причем под кольцевыми манжетами кабель размещается в канале герметично посредством компаунда. В продольном канале с размещенным в нем силовым кабелем, на участке под кольцевыми манжетами, герметизированным компаундом, на уровне наружной поверхности ствола установлена защитная накладка дугообразного профиля с радиусом наружной поверхности, равным половине диаметра ствола, с возможностью уплотнения охватом внутренней цилиндрической поверхностью герметизирующего компаунда. По краям продольного канала на длине, по меньшей мере, разжатых кольцевых манжет выполнены уступы, фиксирующие положение защитной накладки на уровне наружной поверхности ствола, и ограниченная от смещения вдоль ствола полукольцевыми сухариками, последние установлены в кольцевых канавках, выполненных на наружной поверхности ствола по обе стороны кольцевых манжет. Изобретение обеспечивает повышение надежности разобщения полости скважины. 2 ил.

Телескопический замок механического якоря // 2540729

Изобретение относится к области горного дела, в частности к нефтедобывающей промышленности, и может быть использовано в инерционных механических пакерах нефтяных и газовых скважин. Телескопический замок механического якоря содержит замкнутый лабиринтный паз, выполненный на стволе, и плавающий палец, установленный в обойме якоря, с возможностью прямолинейных и круговых перемещений в пределах лабиринтного паза. Лабиринтный паз включает длинный и короткий продольные каналы и соединяющие их поперечные каналы, и выступ с контуром параллелограмма, длинные стороны которого образуют длинный и короткий продольные каналы. Поперечные каналы выполнены с наклоном к оси ствола с возможностью перехода плавающего пальца из одного продольного канала в другой под воздействием реактивной силы от боковых сторон наклонных каналов, вызываемой действием силы инерции ствола на плавающий палец. Поперечный наклонный канал перемещения плавающего пальца из короткого продольного канала в длинный выполнен с заходом плавающего пальца в карман опорной позиции, расположенный на средней линии выступа. Поперечный наклонный канал перемещения плавающего пальца из длинного продольного канала в короткий продольный канал образован срезом острого угла параллелограмма параллельно боковой стороне лабиринтного паза. На стволе параллельно продольным каналам дополнительно выполнен глухой продольный паз длиной, большей продольной длины габарита лабиринтного паза, в котором расположен стопорный палец, исключающий поворот ствола относительно обоймы якорного узла и упор плавающего пальца в нижний предел контура лабиринтного паза. Изобретение обеспечивает повышение надежности посадки скважинных устройств. 1 ил.

Способ эксплуатации нагнетательной скважины с многопакерной компоновкой // 2541982

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может быть применено для эксплуатации нагнетательной скважины с многопакерной компоновкой. Способ включает спуск в скважину компоновки, посадку пакеров и их испытание на герметичность, закачку рабочего агента одновременно-раздельно в продуктивные пласты. Перед спуском шаблонируют эксплуатационную колонну шаблоном длиной от 30 до 100 м и диаметром, меньшим диаметра эксплуатационной колонны на 4-6 мм, при этом отмечают интервалы посадок и затяжек шаблона, определяют причины затяжек. Прорабатывают эксплуатационную колонну в интервалах установки пакеров и в интервалах посадок и затяжек шаблона. Промывают скважину обратной промывкой до выхода чистой промывочной жидкости. Монтируют компоновку. В качестве нижнего пакера используют пакер осевого действия, в качестве верхних пакеров - пакеры упорного действия. К приборам подсоединяют кабель, его закрепляют на наружной поверхности компоновки. Спускают компоновку, проводят гидравлические испытания на ее герметичность. Извлекают с помощью канатной техники пробку. Спускают компоновку в скважину на необходимую глубину на колонне насосно-компрессорных труб с замером длины и шаблонировкой внутреннего сечения колонны насосно-компрессорных труб. Одновременно крепят на наружной поверхности кабель и спускают кабель вместе с колонной насосно-компрессорных труб. Скорость спуска выдерживают не более 0,1 м/с. Следят за натяжением кабеля при спуске, не допускают рывков и ослабления натяжения кабеля. При посадке колонны насосно-компрессорных труб на клиновой захват не допускают попадания кабеля в клинья, при освобождении колонны насосно-компрессорных труб из клинового захвата высоту подъема трубы выбирают не более 0,25 м. Во время спуска не допускают разгрузки веса колонны насосно-компрессорных труб более 2 т, а при незапланированной посадке пакера для приведения пакера в транспортное положение поднимают колонну насосно-компрессорных труб на 2-3 м и медленно спускают колонну, проводя пакер через интервал незапланированной посадки. Выполняют привязку пакеров, выполняют подгонку компоновки в заданный интервал подгоночными патрубками, сращивают кабель с устьевыми приборами, монтируют планшайбу и превентор, проводят гидравлическое испытание колонны насосно-компрессорных труб на герметичность. Производят расчет величины подъема колонны насосно-компрессорных труб с компоновкой для посадки пакеров, определяют необходимую длину кабелей от устья скважины до панели контроллера, отрубают излишки кабеля, перепускают кабели через кабельный ввод, устанавливают пакеры, фиксируя изменения веса колонны насосно-компрессорных труб, выполняют заделку сальников кабельного ввода и производят проверку работоспособности приборов. Спрессовывают пакеры, устанавливают в скважинные камеры регуляторы давления со штуцерами заданных диаметров или скважинные манометры, а при эксплуатации скважины при закачке рабочего агента замеряют давление в колонне насосно-компрессорных труб и в затрубном пространстве между пластами и напротив каждого пласта. Контролируют зависимость давления в затрубном пространстве от изменения давления закачки в колонне насосно-компрессорных труб, наличие перетока из под пакера в надпакерное пространство. Определяют между пакерами напротив пластов расход жидкости, а при возникновении давления в затрубном пространстве вне зависимости от изменения давления закачки стравливают давление через затрубную задвижку. Технический результат заключается в повышении эффективности размещения в скважине многопакерной компоновки. 5 пр.

Устройство для обработки пласта в горизонтальной скважине // 2542062

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, а именно к устройствам для разобщения пластов в скважине при раздельной закачке в них различных реагентов. Устройство для обработки пласта в горизонтальной скважине содержит основной пакер с манжетой и проходным корпусом, дополнительный пакер с дополнительной манжетой и цилиндрической втулкой и полый корпус. Проходной корпус основного пакера и цилиндрическая втулка дополнительного пакера соединены между собой полым стволом с радиальными каналами, разнесенными по высоте, превышающей толщину пласта. Длина полого ствола позволяет перекрывать обрабатываемый пласт в горизонтальной скважине основным и дополнительным пакерами. Манжета основного пакера и дополнительная манжета дополнительного пакера выполнены в виде нижнего и верхнего надувных резиновых элементов с соответствующими внутренними полостями, гидравлически соединенными между собой трубкой. Сверху в цилиндрическую втулку дополнительного пакера телескопически вставлена полая втулка, оснащенная радиальным отверстием, имеющим в исходном положении возможность гидравлического сообщения с внутренней полостью верхнего надувного резинового элемента дополнительного пакера посредством кольцевой выборки и гидравлического канала, выполненных в верхней части цилиндрической втулки дополнительного пакера. Полая втулка подпружинена вверх относительно цилиндрической втулки дополнительного пакера. Снизу полая втулка оснащена седлом, зафиксированным разрушаемым элементом, на котором размещен шар. Сверху на полую втулку телескопически установлен полый корпус, зафиксированный в исходном положении относительно полой втулки срезным элементом. В рабочем положении полая втулка имеет возможность ограниченного осевого перемещения вниз относительно полого корпуса и цилиндрической втулки дополнительного пакера, сжатия пружины, фиксации относительно цилиндрической втулки, герметичного отсечения радиального отверстия внутренней поверхностью цилиндрической втулки дополнительного пакера и срезания разрушаемого элемента седла с перемещением седла сверху вниз до упора во внутренний уступ. Внутренний уступ выполнен на нижнем конце проходного корпуса основного пакера. При этом происходит переток жидкости сверху вниз через радиальные отверстия полого ствола в обрабатываемый пласт. Изобретение обеспечивает повышение надежности устройства, эффективности работы устройства и повышение качества герметизации. 2 ил.

Стенд для испытания резинового надувного элемента пакера // 2545203

Изобретение относится к нефтяной и газовой промышленности и может быть использовано для испытания пакера, имеющего в конструкции резиновый надувной элемент, устанавливаемый в скважине. Стенд для испытания надувного элемента пакера содержит имитаторы обсадной и лифтовой колонн с размещенным между ними пакером, гидроцилиндр для создания осевой нагрузки и разгрузки на пакер, насосную установку для создания давления и имитации скважинного давления, плиту, соединенную с имитатором обсадной колонны и зафиксированную к фундаменту с помощью анкерных болтов. Пакер выполнен в виде резинового надувного элемента с внутренней кольцевой полостью и полым штоком, оснащенным рядом радиальных отверстий, сообщающихся с внутренней полостью резинового надувного элемента пакера. Полый шток оснащен двумя центраторами и заглушен с одной стороны, а с другой стороны полый шток через имитатор лифтовой колонны и первый тройник с отводом жестко соединен с гидроцилиндром для создания осевой нагрузки и разгрузки на резиновый надувной элемент пакера. Плита установлена горизонтально, а имитатор обсадной колонны со стороны заглушенного полого штока через переводник с кольцом и второй тройник с отводом и фиксатор соединен с плитой. Отводы обоих тройников оснащены отсекателями с манометрами и обвязаны с насосной установкой для создания давления во внутренней полости резинового надувного элемента и имитации скважинного давления в имитаторе обсадной колонны под резиновым надувным элементом. Предлагаемый стенд позволяет повысить надежность работы и расширить функциональные возможности. 1 ил.