Уплотнение или изоляция (тампонаж) буровых скважин: ...группа (серия) пакеров – E21B 33/122

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.

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.

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 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.

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 предназначено для герметизации межтрубного пространства над противопесочным фильтром при его установке на газовых скважинах месторождений и подземных хранилищах газа. Обеспечивает повышение эксплуатационной надежности и эффективности работы устройства. Пакер сдвоенный содержит верхний и нижний пакеры, жестко связанные между собой соединительной муфтой, и механизм посадки, коаксиально установленный в верхнем пакере. Верхний пакер содержит ствол с диаметрально расположенными выступами на верхней торцевой поверхности. Ствол в верхней части жестко соединен с полым валом, имеющим верхнюю внутреннюю левую и нижнюю наружную правую резьбы. В нижней части на стволе между двумя обжимными обоймами установлен уплотнительный элемент, состоящий из двух или более цилиндрических манжет, разделенных шайбой. Над уплотнительным элементом установлен якорь, с возможностью осевого перемещения относительно ствола, состоящий из корпуса, шлипсов, прижатых пружиной к стволу, и конуса. Корпус выполнен в виде стакана, на боковой поверхности которого в средней части расположены окна под шлипсы, а в верхней части выполнены продольные пазы с винтами, жестко связанными с конусом и установлены срезные винты, связывающие конус с корпусом. Над якорем расположен разъемный корпус с внутренней резьбой в нижней части, обеспечивающей перемещение разъемного корпуса по полому валу. В верхней части разъемного корпуса выполнены два внутренних диаметрально противоположных шпоночных паза и внутренняя резьба. Нижняя часть разъемного корпуса охватывает верхнюю поверхность конуса с установленным на нем подшипником. Нижний пакер содержит ствол с металлическим уплотнительным кольцом и наружной резьбой в верхней части, а в нижней части ствол жестко связан с муфтой, над которой установлены уплотнитель, конус и корпус. Нижняя часть уплотнителя обжата кольцом-зацепом, боковая поверхность которого выполнена в виде загнутых лепестков. На наружной боковой поверхности уплотнителя выполнены кольцевые проточки, при этом верхняя часть уплотнителя обжимает конус. В средней части конуса установлен резиновый армированный компенсатор. Конус установлен с возможностью перемещения по стволу, обеспечивая контакт металлического уплотнительного кольца с внутренней торцевой поверхностью соединительной муфты. Корпус имеет внутреннюю резьбу в нижней части, обеспечивающую его перемещение по стволу. Нижняя часть корпуса охватывает верхнюю поверхность конуса с установленным на нем подшипником. В верхней части корпуса установлены срезные винты, связывающие корпус со стволом. Механизм посадки содержит зацеп и патрубок, жестко связанные между собой ключом, гайку и муфту. Зацеп выполнен в виде полого цилиндра, в нижней части которого расположены по два диаметрально противоположных верхних и нижних паза. Нижние пазы входят в зацепление с выступами ствола верхнего пакера. Ключ выполнен в виде муфты, на нижней наружной поверхности которой расположены две диаметрально противоположные шпонки, входящие в зацепление со шпоночными пазами разъемного корпуса верхнего пакера. Гайка установлена на зацепе под ключом с возможностью осевого перемещения по зацепу и имеет наружную левую резьбу, соответствующую внутренней левой резьбе полого вала верхнего пакера, и диаметрально расположенные выступы на нижней торцевой поверхности, входящие в зацепление с верхними пазами зацепа. Муфта жестко связана с верхней частью патрубка. 1 ил.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к устройствам для поддержания пластового давления многопластовых нефтяных месторождений. Насосная установка для одновременной или раздельной закачки вытесняющего агента в два интервала скважины, включающая двухканальную устьевую арматуру, основную колонну лифтовых труб, оснащенную основным пакером, который установлен между пластами, и сообщенную с подпакерным пространством, дополнительную колонну лифтовых труб, размещенную концентрично снаружи основной и оснащенной снаружи дополнительным пакером, который установлен выше верхнего пласта, причем основная и дополнительная колонны лифтовых труб сообщены соответственно с основной и дополнительной линиями нагнетания, которые сообщены через распределительный узел с нагнетательным трубопроводом. Основной пакер установлен между группами пластов с различными фильтрационно-емкостными свойствами, а линия нагнетания, сообщенная через колонну лифтовых труб с группой пластов с более низкой проницаемостью, снабжена дополнительным высоконапорным насосом, спущенным в шурф, который сообщен с нагнетательным трубопроводом и дополнительно с водоводом. Между распределительным узлом и высоконапорным насосом линии нагнетания сообщены между собой патрубком с задвижкой. Основная и дополнительная линии нагнетания параллельно могут быть соединены после патрубка с аналогичными линиями нагнетания подобных скважин. Насосная установка используется для подачи к скважине вытесняющего агента низконапорных трубопроводов и защищена от кратковременных сбоев в подаче вытесняющего агента в насосную установку за счет использования шурфа с высоконапорным насосом и параллельных линий закачки, выполненных с возможностью сообщения в случаях нарушения подачи вытесняющего агента из нагнетательного трубопровода или шурфа. 1 з.п. ф-лы, 2 ил.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть использовано при ремонте скважин. Обеспечивает сокращение времени и повышение качества промывки скважины. Сущность изобретения: устройство представляет собой пакерующий механизм, включающий забойный пакер, который перекрывает межтрубное пространство за счет увеличения диаметра при осевом сжатии, трубу, помещенную в полость забойного пакера, на которой забойный пакер может перемещаться в вертикальном направлении при осевом сжатии. Согласно изобретению устройство содержит два пакерующих механизма, в верхнем из которых труба в полости забойного пакера имеет дно с отверстиями и упор для забойного пакера. Введена наружная труба, расположенная ниже забойного пакера и соосно ему, имеющая внутренний диаметр и обработку поверхности для скольжения по наружной поверхности трубы в полости забойного пакера и снабженная на торцах упорами для забойного пакера. Нижний пакерующий механизм идентичен верхнему пакерующему механизму, находится в перевернутом положении ниже последнего и соосно ему, имеет с верхним пакерующим механизмом общую наружную трубу. Насосно-компрессорная труба проходит внутри обоих пакерующих механизмов через центральные отверстия доньев, остальные отверстия доньев соединяют межтрубное пространство скважины и полость между насосно-компрессорной трубой и наружной трубой. Муфты насосно-компрессорной трубы, находящиеся выше верхнего пакерующего механизма и ниже нижнего пакерующего механизма, являются ограничителями вертикального перемещения доньев. 2 ил.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности. Обеспечивает повышение качества и сокращение времени осуществления способа. По способу одновременно устанавливают два пакерующих механизма, соединенных между собой трубой. Согласно изобретению при промывке скважины встречные потоки промывочной жидкости, проходящие через насосно-компрессорную трубу и кольцевое пространство, направляют через изолированные каналы, созданные в пакерующих механизмах и соединяющей их трубе. Первый изолированный канал соединяет полости насосно-компрессорной трубы выше и ниже пакерующих механизмов, второй изолированный канал соединяет полости кольцевого пространства выше и ниже пакерующих механизмов. Устройство представляет собой пакерующий механизм, включающий забойный пакер, который перекрывает межтрубное пространство за счет увеличения диаметра при осевом сжатии, трубу, помещенную в полость забойного пакера, на которой забойный пакер закреплен одним концом с возможностью вертикального перемещения за счет своей деформации, трубу с радиальными отверстиями. При этом устройство содержит два пакерующих механизма, в верхнем из которых в наружную трубу, введена внутренняя труба, на концах которой выполнены уплотнения для герметичного скольжения внутри насосно-компрессорной трубы, имеющие диаметр больше диаметра внутренней трубы. Труба с радиальными отверстиями верхним концом привинчена к насосно-компрессорной трубе, имеет внутренний буртик диаметром меньше диаметра уплотнения внутренней трубы, нижним концом упирается в верхний срез забойного пакера. Забойный пакер прикреплен к наружной трубе нижним срезом. Нижний пакерующий механизм идентичен верхнему пакерующему механизму, находится ниже, соосно, в перевернутом положении, имеет с верхним пакерующим механизмом общие наружную и внутреннюю трубы. Труба с радиальными отверстиями нижнего пакерующего механизма привинчена к хвостовику, в полость которого введено нижнее уплотнение внутренней трубы. 2 н.п. ф-лы, 2 ил.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, а именно к устройствам для разобщения пластов в скважине при их обработке и эксплуатации. Обеспечивает расширение функциональных возможностей устройства и упрощение технологии его применения. Сущность изобретения: устройство содержит колонну труб, разобщитель, включающий ствол с клапаном внизу и герметично вставленным в его проходной канал золотником, оснащенным посадочным седлом под шар, пакер, установленный в верхней части ствола, срезной элемент. Согласно изобретению ствол в нижней части оснащен дополнительным пакером. Между пакером и дополнительным пакером на стволе выполнена кольцевая выборка, ограниченная сверху и снизу соответственно верхним и нижним конусами, между которыми с возможностью продольного и вращательного движения установлен стакан, оснащенный пальцем. На стакане сверху и снизу установлены верхние и нижние шлипсы, оснащенные соответственно верхними и нижними подпружиненными от стакана центраторами и выполненные с возможностью взаимодействия соответственно с верхним и нижним конусами. На наружной поверхности ствола для взаимодействия с пальцем выполнены два коротких и между ними один длинный продольные пазы, последовательно соединенные между собой фигурными пазами, один из которых соединяет низ первого из коротких продольных пазов, являющегося транспортным, с серединой длинного продольного паза, являющегося рабочим, а другой - низ длинного продольного паза с серединой другого короткого продольного паза, расположенного в районе середины длинного продольного паза и являющегося съемным узлом. Пакер и дополнительный пакер выполнены в виде установленных жестко на стволе разнонаправленных самоуплотняющихся манжет. Ствол снизу оснащен внутренней цилиндрической выборкой. Золотник выше посадочного седла оснащен ловильной головкой с радиальными каналами, а снизу - пружинным кольцом, выполненным с возможностью взаимодействия с внутренней цилиндрической выборкой ствола. Клапан изготовлен в виде подпружиненной поворотной пластины, выполненной с возможностью взаимодействия с нижним концом золотника и перекрытия проходного канала ствола при извлечении золотника из ствола, который сверху соединен срезным элементом с колонной труб. 2 ил.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может найти применение в скважинах с относительно небольшими глубинами, в которых веса инструмента недостаточно для создания необходимой нагрузки при запакеровке. Обеспечивает надежную герметизацию изолируемых участков скважины, последовательную запакеровку и распакеровку пакерующих элементов, снижение металлоемкости конструкции. Устройство содержит верхний и нижний пакерующие элементы, каждый из которых включает корпус с кольцевым выступом на конце, эластичную манжету с утолщенной частью, расширяющий конус, соединенные между собой промежуточной трубой или трубами, опорные патрубки с внутренней цилиндрической выборкой, обратный клапан, уплотнительные кольца и срезные элементы. Устройство снабжено посадочным инструментом, включающим гидроцилиндр, шток которого соединен с гидравлическим якорем, соединенным, в свою очередь, с подъемными трубами, а нижняя часть корпуса гидроцилиндра телескопически надета на технологический патрубок и связана с ним срезными элементами, который снизу жестко соединен с расширяющим конусом верхнего пакерующего элемента. Длина внутренней цилиндрической выборки опорных патрубков (L ₂) больше или равна длине (L₁) утолщенной части эластичной манжеты, при этом снизу нижний опорный патрубок снабжен стволом с жестко закрепленным на нем конусом в верхней части, причем на наружной поверхности ствола выполнен фигурный паз с чередующимися продольным коротким и длинным участками, соединенными сложной замкнутой проточкой, кроме того на стволе с возможностью осевого перемещения установлена обойма с направляющим штифтом, который размещен в фигурном пазе, при этом в обойме по ее окружности размещены шлипсы, подпружиненные в радиальном направлении, причем в транспортном положении направляющий штифт находится в продольном коротком участке фигурного паза, а в рабочем - в продольном длинном участке фигурного паза. 2 ил.