Что такое пакеры для скважин и какими они бывают. Пакер для скважины Пакер для нефтяных скважин
Пакеры предназначены для уплотнения кольцевого пространства и разобщения отдельных горизонтов нефтяных и газовых скважин. Они работают в условиях воздействия высоких перепадов давлений (от 7 до 70 МПа), больших механических нагрузок (десятки кН) и в различных термических (от 40 до 100°С, а при тепловом воздействии на пласт до 400°С) и коррозионных средах. Поэтому конструкции пакеров должны обеспечивать эффективную и надежную работу в условиях эксплуатации.
Пакеры при эксплуатации устанавливаются обычно в обсаженной части скважины и спускают их на колонне подъемных труб. Уплотнение, прижимаемое к обсадной трубе, должно надежно разобщать части ствола скважины, находящиеся над и под уплотнителем.
Пакеры применяются:
- при освоении скважины для облегчения и ускорения очистки забоя путем продувки и промывки через фонтанные трубы;
- при всех технологических процессах на скважине и при ее эксплуатации для защиты обсадной колонны от химической коррозии и действия чрезмерно высокого давления жидкости и газа;
- при необходимости центровки колонны насосно-компрессорных труб и передачи части веса труб на обсадную колонну при подземных ремонтах скважин.
Пакер включает следующие элементы (Рис.2.2.): 1-головка; 2-опорное кольцо; 3-ограничительная втулка; 4-ограничительный уплотнительный элемент; 5- ограничительное кольцо; 6- уплотнительный элемент; 7- конус; Узел фонаря в свою очередь состоит из элементов: 8-шлипсы; 9-упорная втулка; 10-ограничительный обруч; 11- пружина; 12-корпус фонаря; 13-штифт; 14-фигурный паз в крпусе фонаря; 15-ствол.
Головка 1 пакера предназначена для присоединения пакера с якорем. Она представляет трубу, имеющую в верхней части левую резьбу бурильных труб, служащую для соединения с якорем ЯПГ, в нижней части - муфтовую резьбу насосно-компрессорных труб для соединения со стволом 15 и наружную метрическую резьбу - для навинчивания опорного кольца 2. Наружная поверхность головки имеет кольцевые риски для извлечения пакера овершотом в случае прихвата его в скважине. Материал для изготовления применяется такой же, как и у бурильных труб.
Опорное кольцо служит для упора уплотнительного элемента 4 и обеспечивает ее деформацию при посадке пакера.
Ствол представляет собой отрезок насосно-компрессорной трубы. На него последовательно надеваются ограничительная втулка 3, ограничительный уплотнительный элемент 4, ограничительное кольцо 5, резиновый уплотнительный элемент 6, конус 7 и узел фонаря со шлипсами.
Рис.2.2. Общий вид механического пакера
1-головка; 2-опорное кольцо; 3-ограничительная втулка; 4-вспомогательный уплотнительный элемент; 5-ограничительное кольцо; 6- основной уплотнительный элемент; 7- конус; Узел фонаря в свою очередь состоит из элементов: 8-шлипсы; 9-Упорная втулка; 10- ограничительный обруч; 11-пружины; 12-корпус фонаря; 13-штифт; 14-фигурный паз; 15-ствол.
Узел ограничителя предназначен для предотвращения проникновения резины основного уплотняющего элемента в кольцевой зазор между скважиной и опорным кольцом 2 при высоких перепадах давления жидкости. Между торцами ограничительной втулки 3 и ограничительного кольца 5 остается зазор, достаточный для заполнения кольцевого зазора при сжатии уплотнительного элемента и и в то же время для предупреждения его заклинивания.
Под действием веса колонны насосно-компрессорных труб резиновый элемент 6 сжимается между неподвижным ограничителем 5 и подвижным конусом 7.
Происходящее при этом увеличение диаметра резинового элемента создает уплотнение кольцевого пространства между обсадной колонной и подъемными трубами. Диаметр резиновой манжеты при свободном состоянии должен быть меньше внутреннего диаметра обсадной колонны примерно на 10-20 мм и не должен быть больше диаметра шаблона.
Основной уплотнительный элемент , как и ограничительный, изготавливается из резины марок 4004, 3826-С, которые допускают большую деформацию. Они рассчитаны на работу при температуре до 100 0 С, стойкие против разъедания агрессивными веществами, находящимися в скважине.
Подвижный конус является промежуточным элементом, предназначенным передавать сжимающие усилия от шлипсов на уплотнительные манжеты. Конусная форма этого элемента обеспечивает посадку пакера на определенной глубине ствола скважины при перемещении ствола вниз относительно неподвижного фонаря, конус надвигается на неподвижные шлипсы, раздвигает их до соприкосновения с обсадной колонной, и заклинивает.
Узел фонаря устроен следующим образом: в корпусе 12, представляющем цилиндрическую втулку, под углом 120° расположены глухие отверстия, в которых помещены цилиндрические пружины. Внизу корпуса размещена упорная втулка 9, вверху- оганичительный обруч 10, удерживающие от выпадения шлипсы 8. Наружный диаметр фонаря должен быть больше всех остальных деталей.
Штифт 13, ввернутый в корпус фонаря, при спуске пакера в скважину находится в фигурных пазах ствола 15 и, связывая ствол со шлипсами, предотвращает самопроизвольную пакеровку.
Спуск пакера в скважину до требуемой глубины производится на колонне бурильных или насосно-компрессорных труб. При вводе пакера в обсадную колонну, благодаря трению фонарь стремится отстать от общего движения спускаемой колонны, но этому препятствуют штифты, удерживающие фонарь за его корпус. При достижении пакером нужной глубины небольшим подъёмом колонны вверх (0,3 - 0,5 м) и поворотом труб на 1 - 1,5 оборота вправо штифт выводятся из фигурного паза. Фонарь при этом не вращается из-за трения шлицов об обсадную колонну. При дальнейшем спуске колонны труб конус надвигается на шлипсы, которые продолжают оставаться с фонарем на месте, раздвигает их. При этом шлипсы своими насечками врезаются в стенку обсадной колонны и препятствуют дальнейшему движению конуса вниз. Под действием веса колонны труб резиновый уплотнительный элемент 6 сжимается между неподвижным ограничителем 5 и подвижным конусом 7. Происходит деформация резинового элемента пакера и уплотнение кольцевого пространства между обсадной колонной и подъемными трубами.
В нефтедобывающей отрасли промышленности при бурении скважин и их эксплуатации по технологическим причинам часто бывает необходимо разделить скважину на изолированные друг от друга части. Делают это при помощи специальных устройств, которые называются пакеры - www.sibneftemash.ru .
Пакеры для скважин нефтедобытчики стали применять практически с самого начала развития этого дела, постоянно улучшая их конструкции и приспосабливая пакеры для выполнения все более сложных задач. Наиболее применяемы сегодня три разновидности конструкций пакеров для скважин, отличающиеся способом деформации их уплотнительного элемента – механические пакеры, гидравлические и разбуриваемые.
Механические пакеры для скважин
Такие пакеры просты, надежны и безопасны, применять их можно не только в строго вертикальных, но и в наклонных, а также искривленных скважинах.
Гидравлические пакеры для скважин
Герметизация частей скважины пакерами этого вида осуществляется за счет деформации и прижатия их резинового уплотнительного элемента к стенам ствола скважины давлением рабочей жидкости, которая нагнетается с поверхности.
Существуют пакеры для скважин, в которых изолирующий резиновый элемент деформируется и от воздействия на него давления подаваемой с поверхности жидкости, и от массы колонны бурильных труб. Такие пакеры называются гидравлико-механическими.
Гидравлико-механическими являются и пакеры для скважин, у которых упорный узел выводится в рабочее положение воздействием подаваемой сверху жидкости, а сжимается их резиновый уплотнитель воздействием массы колонны бурильных труб.
Разбуриваемые пакеры для скважин
Пакеры этого типа применяются для герметичной изоляции двух частей ствола скважины. В скважине он остается вместе с затвердевшей тампонирующей цементной смесью, извлечь его невозможно и, при необходимости, пакер приходится разбуривать вместе с цементным тампоном (отсюда и название).
Кроме того, пакеры разделяются на конструкции, сбрасываемые в скважину и опускаемые в неё при помощи труб, а также работающие с опорой на забой и без опоры, так называемые, висячие.
Инъекционный пакер пpeдcтaвляет coбoй cпeциaльнoe пpиcпocoблeниe, предназначенное для инъектирования различных гидроизоляционных составов в кирпичные или бетонные конструкции.
Конструкция пакера содержит в себе кеглевидную или плоскую головку определенного диаметра и длины, а также клапан обратного давления, исключающий риск неконтролируемого вытекания инъекционного материала. Пакеры соединяют инъецируемую конструкцию с инъекционным оборудованием (шлангом от инъекционного насоса) при инъектировании полимерных материалов в гидроизоляционных работах.
Инъекционные пакеры обеспечивают равномерное распределение инъектируемого состава в массиве бетонных, каменных или кирпичных конструкций для формирования надежной гидроизоляционной защиты. Инъектирование конструкций эпоксидными, полиуретановыми смолами, расширяющими пенами и акрилатными гелями – все это не сможет обойтись без использования инъекционных пакеров
Для инъeктиpoвaния пoлимepных мaтepиaлoв, тaких кaк pacшиpяющиecя пeны, aкpилaтныe гeли, пoлиуpeтaнoвыe cмoлы, дoпуcкaeтcя иcпoльзoвaниe пaкepoв c внутpeнним oтвepcтиeм нeбoльшoгo диaмeтpa.
Для пpoкaчки кoнcтpукций pacтвopaми нa ocнoвe микроцeмeнтoв применяются издeлия бoльшoгo диaмeтpa.
Механические закрепляемые пакеры изготавливаются из металла или пластика. Металлические пакеры имеют разжимной резиновый манжет (сальник), который при установке и последующем сжатии увеличивает свой объем и уплотняет пространство между пакером и стенками отверстия. Пакеры из пластика работают по принципу дюбеля.
Пакеры нашли широкое применение в сфере строительства и возведения капитальных строений. В частности, с их использованием происходит гидроизоляция фундаментов, паркингов, насосных станций, и т.д.
Особенности и виды пакеров
Paзличaют нecкoлькo видoв пaкepoв, кoтopыe иcпoльзуютcя в зaвиcимocти пocтaвлeнных зaдaч:
Пакер для высокого давления – до 200 атм
Пакер для среднего давления – до 150 атм
Пакер для низкого давления – до 50 атм.
От того, при каком давлении будут проводиться работы, зависит материал, из которого изготавливается пакер для инъекций.
Пакеры высокого давления производятся из стали, обязательно имеется резиновый уплотнитель и усиленный наконечник. Применяются для инъектирования под высоким давлением до 250 атмосфер железобетонных, каменных и кирпичных конструкций. Инъекционный материал: полиуретан, эпоксид и акрилатные гели.
Инъекционные пакеры являются приборами c плocкoй, цaнгoвoй или кeглeвиднoй гoлoвкoй paзличнoй длины и диaмeтpa c вcтpoeнным клaпaнoм, способными выдерживать необходимый уровень давления.
У пакеров высокого давления может быть 2 типа головок: надвижные (плоские) или кегельные (цанговые).
Пакеры среднего давления изготавливают из алюминия или пластика высокого качества, они имеют укороченный наконечник. С их помощью возможно проводить инъектирование геля, полиуретана и минеральных материалов в кирпичные и каменные конструкции.
Пакеры низкого давления обычно создаются из дешевых видов пластика и не предназначены для серьезных нагрузок. Пакер имеет широкий проходной внутренний диаметр 16 мм, служит для инъектирования цементных, микроцементных суспензий и полимерных составов. Пластиковый пакер оборудован обратным клапаном, предотвращающим выход инъекционного материала из шпура. Рабочее давление до 15 атм.
Сам процесс проведения гидроизоляции с использованием инъекционных пакеров внешне достаточно прост, но требует опыта и наработанных навыков. Его можно условно разделить на 3 этапа:
Подготовка отверстий – они должны выполняться под углом 45 градусов. Их диаметр должен соответствовать диаметру пакера.
Установка в подготовленные отверстия пакеров.
Подключение насоса. Пакеры, вставленные в отверстия подключают к насосу (вручную или при помощи гайковерта). Причем подключать их нужно поочередно, чтобы раствор шел равномерно.
Извлечение. После выполнения всех работ пакеры можно промыть и использовать еще несколько раз.
Различаются пакеры по типу соединительного штуцера, длине и диаметру.
Разница между цанговым и плоским штуцером заключается в способе крепления соединительной муфты.
Рекомендуемое давление пакеров 200-300 бар.
Для предотвращения обратного вытекания инъекционного состава, пакер оснащён клапаном обратного давления.Пакер может иметь цанговую, плоскую или кеглевидной головку различного диаметра и длины.
Мeтaлличecкиe (aлюминиeвыe, cтaльныe) пакеры cпoльзуютcя пpи paбoчeм дaвлeнии до 200-250 бap для paбoты c жeлeзoбeтoнными и бeтoнными кoнcтpукциями. Алюминиевые пакеры применяются для инъектирования полиуретановых составов. Стальные пакеры необходимы для инъектирования полиуретановых составов и акрилатных гелей. Они имеют большую прочность и увеличенный проходной канал.
Стальные инъекционные пакеры характеризуются высоким уровнем прочности и износостойкости. Их физические свойства и технические параметры дают возможность пропускать жидкие изолирующие вещества при давлении до 250 бар. Таких показателей достаточно для работы с бетонными и железобетонными конструкциями.
Плacтикoвыe пакеры мoжнo пpимeнять пpи бoлee низком уровне дaвлeния (дo 100 бap) для paбoты c киpпичными и кaмeнными клaдкaми.
Пo типу кpeплeния пaкepы бывaют:
Paзжимныe: их установка может происходить вручную, или с помощью специализированных строительных инструментов (гайковертов). Конструкция приспособления способствует обеспечению целостности и сохранности арматуры при выполнении различных манипуляций, к числу которых относится бурение и инъектирование полимеров. Разжимные паркеры относятся к профессиональным моделям.Инъекционный стальной или аллюминивый пакер применяется для инъектирования полиуретановых составов и акрилатных гелей.
Наклеиваемые или адгезионные пакеры предназначены для прокачки трещин в бетоне при относительно (в сравнении с разжимными пакерами) низком давлении. Их кpeплeниe осуществляется тoлькo pучным cпocoбoм. Клеевой стальной пакер применяется для инъектирования эпоксидных и полиуретановых составов. Использование наклеиваемых пакеров обусловлено толщиной прокачиваемой плиты в местах, где невозможно осуществить бурение.
Наиболее часто встречаемое использование наклеиваемых пакеров при панельном (сборном строительстве). По этой причине получили огромное распространения в Европе.
Технология их устройства значительно отличается от разжимных пакеров. Основное отличие заключается в прикреплении пакера с помощью эпоксидного клея на саму трещину, которая затем расшивается, заделывается ремсоставами и прокачивается.
Забивные пакеры закрепляются в заранее пробуренном инъекционном канале. Материал изготовления – металл или пластик. Забивной пластиковый пакер применяется для инъектирования цементных и полимерных составов. Пакер оснащен обратным клапаном для предотвращения вытекания составов.
Пластиковый пакер функционирует под давлением до 100 бар. Его принято считать разовым прибором, предназначенным для выполнения операций с небольшими объемами. Выбирая пакер пластиковый, цена которого существенно ниже алюминиевых и стальных аналогов, покупателю стоит оценить все преимущества и недостатки его использования.
Помимо материала основы, пакеры для инъектирования различаются согласно типу соединения. Цанга, муфта или плоская масленка – типы фиксации, каждый из которых продемонстрировал свои преимущества, работая в различных условиях.
Пакер инъекционный оснащен обратным клапаном. Такая система противодействует выходу инъекционного вещества их строительной конструкции. Сборка продукции осуществляются на современном, высокотехнологичном оборудовании, с использованием инновационных технологий.
Основные преимущества пакеров:
Равномерное распределение изолирующих материалов по всей рабочей поверхности;
исключается вытекание рабочей смеси, так как в конструкции предусмотрен обратный клапан;
максимальный уровень прочного крепления арматуры, из которой собирается основание конструкции;
длительный срок службы, при условии правильного использования, для реализации в определенных заранее условиях.
Вы можете у нас купить оптом или в розницу пакеры стальные, алюминиевые, с различными насадками и разной конфигурации. В каталоге представлены пакеры инъекционные, купить которые можно, не выходя из дома или офиса.
Обращение в «Гидро-КС» – экономия времени и средств, гарантия доступных цен при высоком качестве пакеров, интересные скидки и бонусы для постоянных и оптовых клиентов, а также, отгрузка и доставка пакеров в минимальные сроки.
Изобретение относится к пакерующим устройствам для герметизации межтрубного или заколонного пространства скважин. Пакер для скважины включает корпус с помещенным на нем уплотнительным элементом, узел пакеровки уплотнительного элемента механического действия, узел допакеровки уплотнительного элемента гидромеханического действия. Узел пакеровки находится выше уплотнительного элемента. Узел допакеровки помещен ниже уплотнительного элемента и выполнен с возможностью его срабатывания при снижении гидростатического давления в скважине при освоении и/или эксплуатации скважины до заданной величины. При этом во время допакеровки уплотнительного элемента обеспечена возможность контроля герметичности уплотнительного элемента и регулирования степени снижения гидростатического давления в скважине. Изобретение обеспечивает повышение надежности работы пакера за счет возможности перевода его в рабочее положение нагрузками, действующими в процессе освоения и/или эксплуатации скважины. 3 ил.
Изобретение относится к строительству и эксплуатации нефтяных и газовых скважин и, в частности, к пакерующим устройствам для герметизации межтрубного или заколонного пространства скважин.
Известен пакер для скважины, включающий корпус с установленным на нем уплотнительным элементом и клин-толкатель, размещенный в корпусе с возможностью осевого перемещения и деформирования уплотнительного элемента при создании внутри полости корпуса избыточного давления (см., например, RU 2118442, 25.06.1997).
Недостатком известного устройства является его ограниченная возможность по перекрытию и герметизации больших зазоров межтрубного пространства обсадной колонны или открытого ствола скважины. Недостатком этого устройства является также недостаточная его герметизирующая способность в обсадных колоннах с изношенной внутренней поверхностью, что существенно ограничивает область его применения. Кроме того, трудность установления соотношения необходимой, заранее задаваемой, степени деформации эластичного материала уплотнительного элемента для увеличенных зазоров скважины и реальных, трудно поддающихся точному прогнозу рабочих нагрузок в этой скважине ведет, зачастую, к тому, что уплотнительный элемент либо недогружен в действительности и потому не обеспечивает необходимую герметичность, либо перегружен из-за избыточной степени увеличения предельных нагрузок (избыточного запаса на предварительной стадии проектирования) и непреднамеренно длительного действия предельных нагрузок, ведущих к усталости материала уплотнительного элемента. Негативные результаты установки пакера - отсутствие необходимой его герметичности - требует повторного осуществления операции с долговременными операциями по исключению негативных последствий предшествующей операции.
Техническим результатом настоящего изобретения является повышение надежности работы пакера за счет возможности перевода его в рабочее положение реальными нагрузками, действующими в процессе освоения и/или эксплуатации скважины.
Необходимый технический результат достигается тем, что пакер для скважины включает корпус с помещенным на нем уплотнительным элементом, узел пакеровки уплотнительного элемента механического действия, помещенный выше уплотнительного элемента, и узел допакеровки уплотнительного элемента гидромеханического действия, помещенный ниже уплотнительного элемента, выполненный с возможностью его срабатывания при снижении гидростатического давления в скважине при освоении и/или эксплуатации скважины до заданной величины, при этом во время допакеровки уплотнительного элемента обеспечена возможность контроля герметичности уплотнительного элемента и регулирования степени снижения гидростатического давления в скважине.
Сущность изобретения заключается в том, что обеспечение герметичности пакера в открытом стволе или в колонне с изношенной поверхностью является одной из проблемных трудно разрешимых задач. Все известные решения предусматривают предварительный, на стадии проектирования, выбор усилия пакеровки, одного из основных параметров, задающего необходимую степень герметичности пакера. Результат зависит от степени соответствия проектного параметра реальным скважинным условиям. При несоответствии отмеченного параметра скважинным условиям и невозможности своевременно вмешаться в этот процесс происходят осложнения в скважинах, ликвидация которых, долговременная и трудозатратная, резко снижает эффективность работ в скважине. Изобретение обеспечивает возможность пакерования в две стадии. Первая - предварительная стадия - предусматривает первичное перекрытие кольцевого пространства, создание основы для второй стадии и оценку герметичности первой стадии в зависимости от нагрузок на уплотнительный элемент.Вторая стадия - допакеровка - предусматривает передачу нагрузки на пакер в строго заданное время - непосредственно во время освоения и/или эксплуатации скважины. Уплотнительный элемент пакера не испытывает длительных предельных нагрузок в простаивающей скважине, ведущих к усталостному износу. Принятую депрессию при освоении и/или эксплуатации скважины используют в качестве рабочего приводного усилия пакерования. При этом в процессе допакеровки уплотнительного элемента предусмотрена возможность контроля герметичности пакера и регулирования степени снижения гидростатического давления в скважине.
На фиг.1 в качестве примера представлен пакер в транспортном положении, на фиг.2 - приведенный в действие пакер при его испытании на герметичность созданием избыточного давления в колонне, на фиг.3 - при его испытании путем снижения гидростатического давления в скважине - уровня жидкости в колонне.
Пакер для скважины (фиг.1) включает транспортировочную колонну 1, составной корпус 2, на наружной поверхности которого выполнены верхние 3 и нижние 4 упорные канавки, кольцевые канавки 5 и 6 и радиальное отверстие 7. На корпусе 2 установлен уплотнительный элемент 8 с торцевой зашитой 9, верхняя 10 и нижняя 11 упорные втулки, взаимодействующие с фиксаторами конечного положения 12 и 13, на внутренней поверхности которых выполнены кольцевые выступы 14 и 15, взаимодействующие с упорными канавками 3 и 4. На корпусе 2 установлена нажимная воронка 16. Она зафиксирована посредством винта 17. Упомянутые выше позиции 3, 5, 9, 10, 12, 14, 16, 17 относятся к узлу пакеровки механического действия, который обеспечивает первую стадию пакерования. Он размещен выше уплотнительного элемента 8. На корпусе 2 под уплотнительным элементом 8 установлен узел допакеровки, характеризующий вторую стадию пакерования. Узел допакеровки состоит из закрепленной на корпусе посредством срезного винта 18 втулки 19, толкателя 20, неподвижно установленного посредством штифа 21 упорного кольца 22. При этом втулка 19, толкатель 20 и упорное кольцо 22 образуют с корпусом 2 кольцевую камеру 23. Необходимая герметичность устройства обеспечена уплотнительными кольцами 24. Позиция 25 отмечает внутреннюю поверхность предыдущей колонны. Уплотнительный элемент 8 может быть выполнен в виде верхней и нижней манжеты с проставочным кольцом 26 между ними.
В результате моделирования на стенде была установлена возможность увеличения степени герметизации кольцевого зазора при условии, если конусность (угол с вертикалью со стороны оси устройства) верхней и нижней частей проставочного кольца выполнена разной.
Спуск в скважину колонны с предлагаемым устройством осуществляют на транспортировочной колонне 1.
После спуска колонны производят ее «заякоривание», т.е. подвеску в предыдущей колонне и отсоединение от транспортировочной колонны. Отсоединение от транспортировочной колонны производят, например, гидравлически, путем создания расчетного избыточного давления, или механически - путем отворота. Узел якоря и узел разъединения на чертежах условно не показаны.
После закачки расчетного объема тампонажного раствора производят подъем транспортировочной колонны до ее выхода из нажимной воронки 16, срез, т.е. вымыв надпакерной порции тампонажного раствора.
На последней трубе транспортировочной колонны установлены заневолепные упорные кулачки (на чертежах условно не показаны), которые при подъеме упомянутой колонны автоматически устанавливаются в рабочее положение. После «срезки» надпакерной порции тампонажного раствора транспортировочную колонну разгружают, и упорные кулачки, взаимодействуя с торцевой частью нажимной воронки 16 воронки, деформируют уплотнительный элемент 8, прижимая его к внутренней поверхности предыдущей колонны 25. При этом верхняя упорная втулка 10 и фиксатор 12 удерживают уплотнительный элемент 8 в рабочем положении (фиг.2). На этом первая - предварительная стадия первичного перекрытия кольцевого пространства с помощью пакера завершена. Предварительная оценка герметичности уплотнительного элемента 8 пакера может быть определена путем создания кратковременного избыточного давления в колонне с устья скважины (по установленным правилам опрессовки), в надпакерной зоне. После снятия избыточного давления пакер находится в равновесном состоянии до завершения всех необходимых операций, в том числе всех исследований. Затем осуществляют вызов притока в скважину (пробную эксплуатацию) - подготовку к штатной эксплуатации путем снижения гидростатического давления в скважине - снижения уровня жидкости в колонне, которое ведет к созданию избыточного давления в подпакерной зоне (фиг.3). При снижении уровня жидкости в колонне до рабочего создается ситуация, когда давление в подпакерной зоне значительно превышает давление в надпакерной зоне (см. фиг.3). В таком случае под действием большего давления в подпакерной зоне (затрубного давления) разрушается срезной винт 18 и толкатель 20, перемещаясь, дополнительно деформирует уплотнительный элемент 8, т.е. осуществляет его допакеровку рабочим давлением (перепадом давлений), характеризующим предварительную (пробную) стадию эксплуатации - вызова притока или собственно эксплуатацию и, тем самым, автоматически повышает его герметизирующую способность. Предусмотрена возможность контроля герметизирующей способности пакера при его допакеровке непосредственно при рабочем давлении, например, установкой датчика давления в зоне пакера. Предусмотрена также возможность регулирования - изменения величины гидростатического давления, например, для надежности срабатывания узла допакеровки при отсутствии герметичности пакера и обеспечения при этом требуемого перепада давления. Эта возможность может быть обеспечена, например, наличием системы откачки (снижения уровня жидкости) из пространства за транспортировочной колонной. При определенном - достигнутом перепаде давления упорная втулка 11 и фиксатор 13 удерживают уплотнительный элемент 8 в рабочем допакерованном положении.
Предлагаемое устройство может быть широко использовано и в нецементируемых скважинах, где к герметичности пакера предъявлены повышенные требования.
Пакер для скважины, включающий корпус с помещенным на нем уплотнительным элементом, узел пакеровки уплотнительного элемента механического действия, помещенный выше уплотнительного элемента, и узел допакеровки уплотнительного элемента гидромеханического действия, помещенный ниже уплотнительного элемента, выполненный с возможностью его срабатывания при снижении гидростатического давления в скважине при освоении и/или эксплуатации скважины до заданной величины, при этом во время допакеровки уплотнительного элемента обеспечена возможность контроля герметичности уплотнительного элемента и регулирования степени снижения гидростатического давления в скважине.
Похожие патенты:
Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при разработке нефтяной залежи с карбонатными коллекторами. Обеспечивает повышение нефтеотдачи залежи, эффективности вытеснения нефти, увеличения охвата пласта вытесняющим агентом за счет его последовательной отработки, снижения обводненности продукции.
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к способам герметизации эксплуатационной колонны. Способ герметизации эксплуатационной колонны включает спуск на посадочном инструменте в эксплуатационную колонну скважины двух пакеров, соединенных между собой трубой, их посадку в эксплуатационной колонне выше и ниже интервала негерметичности с последующим извлечением посадочного инструмента, герметизацию эксплуатационной колонны.
Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и может быть использовано при освоении и эксплуатации нефтяных и газовых скважин. Пакер механический содержит соединенные резьбой верхний ствол и нижний ствол, имеющий фигурный паз на его наружной поверхности с продольными короткими и длинными участками, на котором располагается нижний якорный узел, включающий корпус, к которому посредством резьбы присоединен нижний кожух с вставленными в него и подпружиненными радиально нижними плашками, причем в средней части корпуса выполнены прямоугольные окна, в которых установлены центраторы, подпружиненные радиально и удерживаемые верхней и нижней крышками, зафиксированными на корпусе посредством винтов, а в его нижней части выполнена кольцевая наружная канавка, посредством которой к нижней части корпуса присоединено кольцо разрезное, имеющее кольцевую внутреннюю канавку и наружный цилиндрический выступ, в которое посредством резьбы установлен фиксатор, а на верхнем стволе расположен с возможностью осевого перемещения по нему и опирающийся на цилиндрический выступ нижнего ствола конус опорный, над которым расположен нижний антиэкструзионный узел, в состав которого входят три металлические шайбы с внутренними и наружными конусными поверхностями, посредством которых они взаимодействуют с установленными между ними двумя полиуретановыми кольцами.
Группа изобретений относится к скважинному модуляционному устройству, предназначенному для использования в скважине. Устройство для использования в скважине содержит удлиненный корпус инструмента, растяжимые штанги и гибкую клапанную мембрану.
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к способам герметизации эксплуатационной колонны. Способ герметизации эксплуатационной колонны включает спуск в эксплуатационную колонну скважины на посадочном инструменте, выполненном в виде колонны насосно-компрессорных труб (НКТ), двух пакеров, соединенных между собой трубой, их посадку в эксплуатационной колонне выше и ниже нарушения с последующим извлечением посадочного инструмента.
Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при разработке залежей нефти с коллектором, имеющим естественную трещиноватость. Обеспечивает повышение охвата пласта воздействием и увеличение нефтеотдачи продуктивного пласта.
Группа изобретений относится к горному делу, в частности к скважинным пакерным установкам. Скважинное оборудование содержит корпус, два проточных канала, уплотнение, установленное с возможностью перемещения на корпусе, узел клинового захвата, поддерживаемый на корпусе, канал в корпусе и промежуточный модуль. При этом промежуточный модуль обеспечивает перемещение текучей среды между каналом в корпусе и одним из двух продольных проточных каналов. Технический результат заключается в устранении необходимости полной разборки двухколонного или многоколонного пакера на буровой площадке и устранении задержек и возможности повреждения, связанных с такой перестройкой. 3 н. и 22 з.п. ф-лы, 7 ил.
Группа изобретений относится к операциям подземной интенсификации притока углеводородов и, более конкретно, к операциям и устройствам для повышения надежности точечного стимулирования. Обеспечивает повышение эффективности стимулирования и надежности работы устройств. Сущность изобретений: изобретения предусматривают закачку жидкости через устройство для стимулирования, перепуск, по меньшей мере, части жидкости из устройства для стимулирования в якорное устройство, соединенное с ним с возможностью сообщения. При этом якорное устройство включает в себя корпус, в котором находятся подвижно расположенная в нем оправка, и дроссель с обратным клапаном, подвижно расположенный внутри оправки. Предусмотрен перевод дросселя с обратным клапаном внутри оправки в первое положение, в котором этот дроссель пропускает через корпус ограниченный расход жидкости. Предусмотрены также ввод жидкости из якорного устройства для установки песчаной пробки в заданном месте и отклонение потока жидкости в заданном месте при помощи песчаной пробки. 4 н. и 15 з.п. ф-лы, 4 ил.
Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, а именно к устройствам для разобщения пластов в скважине при раздельной закачке в них различных реагентов. Устройство для обработки пластов в скважине содержит проходной пакер и разобщитель, включающий ствол, золотник, расположенный внутри ствола и соединенный с ним срезными элементами, золотник оснащен посадочным седлом для шара, сбрасываемого вовнутрь устройства перед обработкой верхнего пласта, конусную расточку, в которой установлено стопорное кольцо, взаимодействующее с кольцевой проточкой. Ствол оснащен радиальными отверстиями и дополнительными срезными элементами, усилие разрушения которых выше усилия разрушения срезных штифтов, также ствол снабжен обводным каналом, имеющим возможность сообщения верхней и нижней части ствола, минуя золотник, при этом в исходном положении обводной канал и радиальные отверстия ствола герметично перекрыты золотником, оснащенным радиальными каналами, причем снизу золотник оснащен осевым центральным отверстием, при этом ствол ниже золотника концентрично снабжен жесткозакрепленным к нему стержнем, направленным в сторону золотника, а также осевыми отверстиями по окружности, причем пропускная способность осевых отверстий ствола больше пропускной способности центрального отверстия золотника, в верхней части золотника выполнено дополнительное посадочное седло под дополнительный шар большего диаметра, сбрасываемого вовнутрь устройства после обработки верхнего пласта для возможности возврата к нижнему пласту через обводной канал, кольцевая проточка выполнена в виде кольцевых насечек, направленных противоположно стопорному кольцу в нижней части золотника, и имеет возможность взаимодействия со стопорным кольцом, размещенным в конусной расточке, выполненной в нижней части ствола выше осевых отверстий по окружности, при этом дополнительный срезной штифт установлен в стволе ниже конусной расточки, в которой размещено стопорное кольцо. Предлагаемое устройство имеет усовершенствованную конструкцию, расширенные технологические возможности и высокую надежность в работе. 4 ил.
Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, а именно к устройствам для разобщения пластов в скважине при раздельной закачке в них различных реагентов. Устройство для обработки пластов содержит проходной пакер и разобщитель. Разобщитель включает ствол, золотник, расположенный внутри ствола и соединенный с ним срезными элементами. Золотник оснащен седлом под запорный элемент. Ствол оснащен радиальными отверстиями и дополнительными срезными элементами. Ствол ниже радиальных отверстий снабжен обводным каналом, имеющим возможность сообщения верхней и нижней части ствола, минуя золотник. В исходном положении обводной канал и радиальные отверстия ствола герметично перекрыты золотником. Золотник оснащен центральным осевым отверстием и радиальными каналами. Радиальные каналы золотника при осевом перемещении вниз золотника относительно ствола имеют возможность поочередного сообщения сначала с радиальными отверстиями ствола, а затем с обводным каналом ствола. В нижней части золотника имеется кольцевая проточка, выполненная в виде кольцевых насечек, направленных противоположно стопорному кольцу с возможностью взаимодействия с ним. Стопорное кольцо размещено в конусной расточке, выполненной в нижней части ствола выше дополнительных срезных элементов. Ниже дополнительных срезных элементов ствол оснащен ограничителем хода золотника. Запорный элемент выполнен в виде штока переменного сечения. Устройство имеет усовершенствованную конструкцию, расширенные технологические возможности и высокую надежность в работе. 4 ил.
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, а именно к пакерам для герметичного разобщения интервалов ствола в необсаженной скважине. Пакер включает в себя ствол, муфту, ниппель, уплотнительный элемент с коническими опорами и плашки. Плашки выполнены в виде стержня трапецеидальной формы. Один конец верхних и нижних плашек шарнирно установлен соответственно в верхнем и нижнем упорах, а другой конец плашек, выходящий наружу, выполнен обтекаемой формы. Конусная поверхность конических опор и поверхность плашек, соприкасающаяся с конусной поверхностью конических опор, имеют уступы прямоугольной формы. Плашки постоянно прижаты к конусной опоре рессорными пружинами. Пакер снабжен узлом защиты от преждевременной самопроизвольной посадки. Узел защиты состоит из втулки с выточкой, в которую входит буртик разрезного кольца, выполненный на всей внешней поверхности разрезного кольца. Изобретение позволит предотвратить прихват пакера, обеспечить повышенную проходимость пакера по открытому стволу скважины, исключить возможность самопроизвольной, преждевременной установки пакера при небольших сжимающих нагрузках, уменьшить габариты и металлоемкость пакера. 1 ил.
Изобретение относится к области горного дела, в частности к нефтедобывающей промышленности, и может быть использовано для эксплуатации нефтяных скважин. С целью повышения надежности посадки пакеров и улучшения герметизации межтрубного пространства в скважинах, пакер инерционный механический содержит смонтированные на трубе кольцевое уплотнение, разобщающее полость скважины, механический якорь и телескопический замок с возможностью ограниченного осевого перемещения трубы внутри якоря, последний содержит подпружиненные фрикционные плашки, размещенные в пазах обоймы. С торца обоймы установлены разжимные рифленые кулачки с возвратными пружинами, прижимающими кулачки к трубе относительно втулки, установленной на обойме и охватывающей основания кулачков. Последние выполнены с внутренней конической поверхностью, взаимодействующей с ответным конусом, установленным на трубе с возможностью осевого перемещения. Телескопический замок включает выполненный на поверхности трубы многоходовой лабиринтовый паз, взаимодействующий с плавающим пальцем, закрепленным на подвижном кольце, охватывающем трубу между обоймой и состыкованной с ней накидной гайкой с возможностью продольных и угловых перемещений на трубе в пределах лабиринтного паза. Кольцевое уплотнение взаимодействует с тарельчатыми упорами, охватывающими торцы кольцевого уплотнения. Нажимной упор сопряжен с переводником, соединяющим трубу пакера с колонной насосно-компрессорных труб. Между конусом и кольцевым уплотнением введена втулка. Цилиндрическая часть конуса выполнена ступенчатой и с упором в уступ меньшим диаметром соединена с втулкой, на противоположном торце которой выполнен тарельчатый упор, охватывающий торец кольцевого уплотнения с нижней его стороны. Во втулке со стороны тарельчатого упора выполнен буртик, упирающийся в кольцевой выступ, выполненный на трубе, обеспечивающий свободное размещение кольцевого уплотнения на трубе между тарельчатыми упорами до посадки пакера в скважину и с возможностью перемещения во втулке кольцевого выступа в направлении торца меньшего диаметра цилиндрической части конуса на расстояние, по меньшей мере, равное длине смещения тарельчатого упора на втулке на величину сжатия кольцевого уплотнения для его радиального расширения до герметичного разобщения полости скважины. В стенке втулки установлены срезные штифты, взаимодействующие с выемкой, выполненной на кольцевом выступе трубы, исключающие смещение конуса в направлении кулачков якоря при спуске пакера в скважину. В резьбовых отверстиях снаружи втулки выполнены углубления с возможностью скрытия головок срезных штифтов. 1 з.п. ф-лы, 1 ил.
Изобретение относится к горному делу, в частности к нефтедобывающей промышленности, и может использоваться для раздельной эксплуатации нефтяных скважин. С целью сокращения объема спускоподъемных операций и времени простоя скважины пакер многофункциональный содержит трубу, соединяемую сверху с колонной насосно-компрессорных труб и снизу с погружным электроприводным насосом посредством патрубка. Снаружи трубы смонтированы резиновые кольцевые манжеты с механизмом расширения их, якорь, центратор и выполнен канал для герметичной проводки силового кабеля через пакер. В стенке трубы по обе стороны кольцевых манжет выполнены радиальные отверстия и симметрично им кольцевые трапециевидные канавки, сообщающие полость трубы с межтрубными пространствами выше и ниже пакера. Внутренний диаметр трубы меньше внутреннего диаметра колонны насосно-компрессорных труб и в направлении верхнего торца трубы в последней выполнен внутренний конус перехода от диаметра трубы до диаметра колонны насосно-компрессорных труб. На внутренней стороне стенки трубы выполнена кольцевая выемка стопорного устройства для установки в трубе сменных цилиндрических вставок, предназначенных для выполнения определенного технологического регламента эксплуатации скважины, спускаемых в трубу через полость колонны насосно-компрессорных труб и герметично устанавливаемых в трубе посредством уплотнений с возможностью совмещения и/или перекрытия кольцевых трапециевидных канавок с радиальными отверстиями в трубе и в сменных цилиндрических вставках. В трубе могут быть установлены сменные цилиндрические вставки для выполнения технологических операций регламента эксплуатации скважины: промывки надпакерного межтрубного пространства или промывки погружного электроприводного насоса, либо отвода газа из подпакерного межтрубного пространства, либо добычи нефти погружным электроприводным насосом и другие сменные вставки. Сменные цилиндрические вставки содержат элемент стопорного устройства, взаимодействующий с ответной кольцевой выемкой на внутренней стороне стенки трубы, удерживающий цилиндрическую вставку в трубе в определенном положении, и кольцевой паз для зацепления сменных вставок захватным инструментом для спуска с поверхности скважины в трубу и удаления их через полость колонны насосно-компрессорных труб. 6 з.п. ф-лы, 5 ил.
Ппа изобретений относится к области строительства, эксплуатации и ремонта нефтяных, газовых и других скважин, а именно к вариантам конструкции разбуриваемых пакеров. Пакер содержит ствол с неподвижным упором, уплотнительным элементом, нижним и верхним конусами и захватами и разрезную гайку. Верхний якорь дополнительно снабжен толкателем. На конусах, неподвижном упоре и толкателе выполнены Т-образные или в виде ласточкина хвоста пазы. Захваты с обоих концов снабжены выступами ответной формы, образуя скользящую кинематическую пару ползун - направляющая с сопрягаемыми деталями. Изобретение обеспечивает повышение надежности пакера в посадочном положении и сокращение продолжительности его разбуривания. 2 н.п. ф-лы и 3 ил.
Изобретение относится к способам ликвидации негерметичности эксплуатационных колон. Способ ликвидации негерметичности эксплуатационных колонн включает исследование местоположения и протяженности интервала негерметичности колонны, сборку тампонирующего пакера, спуск пакера в скважину и перевод пакера в рабочее положение. Ствол пакера образован экранирующими уплотняющими элементами (эластомерами), а также верхними и нижними герметизирующими элементами (эластомерами). Герметизирующие элементы разделены между собой ограничительными вставками. Пакер оснащен якорными узлами. Длина ствола пакера превышает протяженность интервала негерметичности. Спуск пакера в скважину осуществляют в транспортном положении, при котором его наружный диаметр меньше проходного диаметра колонны. При достижении планового интервала пакер переводят в рабочее положение с расширением под нагрузкой экранирующих уплотняющих элементов до внутреннего диаметра эксплуатационной колонны и верхних и нижних герметизирующих элементов до достижения герметизации колонно-пакерного пространства выше и ниже интервала негерметичности. Ограничения по величине расширения экранирующих элементов регулируют за счет внутренних ограничительных вставок. Способ позволяет исключить высыпание породосодержащего шлама или цементного камня и снизить аварийность при эксплуатации скважин. 1 з.п. ф-лы, 1 ил.
Изобретение относится к пакерующим устройствам для герметизации межтрубного или заколонного пространства скважин. Пакер для скважины включает корпус с помещенным на нем уплотнительным элементом, узел пакеровки уплотнительного элемента механического действия, узел допакеровки уплотнительного элемента гидромеханического действия. Узел пакеровки находится выше уплотнительного элемента. Узел допакеровки помещен ниже уплотнительного элемента и выполнен с возможностью его срабатывания при снижении гидростатического давления в скважине при освоении иили эксплуатации скважины до заданной величины. При этом во время допакеровки уплотнительного элемента обеспечена возможность контроля герметичности уплотнительного элемента и регулирования степени снижения гидростатического давления в скважине. Изобретение обеспечивает повышение надежности работы пакера за счет возможности перевода его в рабочее положение нагрузками, действующими в процессе освоения иили эксплуатации скважины. 3 ил.
Пакер механический представляет собой приспособление, предназначенное для разделения пласта месторождения и затрубного пространства, а также отделения одного нефтяного пласта от другого.
При раздельной эксплуатации скважины пакер перекрывает доступ поверхностным водам в забой при дефекте колонны или гидравлическом разрушении пласта.
Особенности пакера
Структурным подразделением ОАО «Сибнефтемаш» производятся механические пакеры в Нижневартовске разных моделей, обладающих индивидуальными особенностями. К преимуществам устройства относится возможность многократного использования, а также создание высокого давления в зоне технологических работ действующей скважины.
Благодаря простой конструкции и высокой степени надежности пакеры могут использоваться в процессе выполнения нестандартных буровых работ. Основным недостатком устройства является невозможность спуска труб на небольшую глубину без дополнительного груза.
Классификация
Механический пакер классифицируется по отличительным характеристикам, соответствующим:
- способу закрепления в скважинном отверстии
- изменению формы уплотнителя от перепадов давления
- методам спуска в рабочую зону.
При выборе процесса установки устройства учитывается конструкция прибора, которая может быть как с опорой на забой, так и без таковой («висячий»). Устройство с опорой может опускаться в скважину только твердого забоя вместе с хвостовиком и дополнительной трубой для хвостового элемента.
Механический и гидравлический пакеры относятся к устройствам с деформацией резиновой манжеты, возникающей при давлении веса колонны или нагнетаемой жидкостью до 50 МПа.
При гидравлическом разрыве пласта уплотнение резиновой манжеты осуществляется автоматически. В процессе извлечения колонны из скважины восстановление формы и размера манжеты происходит самостоятельно.
В качестве «висячего» пакера используется устройство шлипсового типа без хвостовика. Шлипсовый пакер может устанавливаться в искривленной, горизонтальной или наклонной скважине любой глубины. Механические устройства обеспечивают безопасность при решении технологических задач в условиях неустойчивой температуры рабочей среды.
Спуск пакера без опоры на забой производится на заливочной колонне. Предотвратить выталкивание колонны из скважины и разгрузить трубы помогает гидравлический якорь, спуск которого осуществляется вместе с пакером.