Уплотнение или изоляция (тампонаж) буровых скважин: ...продольно расположенные пакеры для изолирования промежуточного пространства – E21B 33/124

Изобретение относится к способам герметизации эксплуатационной колонны. Перед герметизацией эксплуатационной колонны временно блокируют пласт самораспадающимся после проверки герметичности нижнего пакера гелем, затем на устье скважины снизу вверх собирают следующую компоновку: нижний пакер, труба, длина которой больше протяженности интервалов нарушения, верхний пакер, левый переводник, разделительный клапан. Производят спуск компоновки на посадочном инструменте в эксплуатационную колонну скважины в интервал герметизации эксплуатационной колонны, далее производят одновременную посадку пакеров, после чего поочередно проверяют герметичность посадки нижнего и верхнего пакеров снижением уровня жидкости в эксплуатационной колонне свабированием по посадочному инструменту, причем сначала проверяют герметичность посадки нижнего пакера, а затем верхнего пакера, при герметичной посадке обоих пакеров вращают по часовой стрелке посадочный инструмент с устья скважины, отворачивая посадочный инструмент с разделительным клапаном от левого переводника, извлекают посадочный инструмент с разделительным клапаном 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. Технический результат - повышение эффективности реализации способа за счет обеспечения герметичности с возможностью извлечения двухпакерной компоновки на устье скважины и упрощение технологического процесса осуществления способа за одну спускоподъемную операцию. 4 ил., 1 табл.

Изобретение относится к области испытания пластов, несущих углеводороды. Техническим результатом является изолирование и испытание отдельных зон без извлечения эксплуатационной насосно-компрессорной трубы. Способ включает ввод единой колонны гибкой насосно-компрессорной трубы в ствол скважины с кольцеобразным пространством, образованным вокруг гибкой насосно-компрессорной трубы, активацию устройства для разобщения зон для изоляции, по меньшей мере, одной зоны ствола скважины, направление испытательной текучей среды в ствол скважины через гибкую насосно-компрессорную трубу к местоположению над упомянутой зоной, извлечение производимой текучей среды из изолированной зоны и испытательной текучей среды из гибкой насосно-компрессорной трубы через кольцевое пространство, измерение характеристики расхода и давления производимой текучей среды во время вытекания. 3 н. и 17 з.п. ф-лы, 13 ил.

Предложение относится к нефтегазодобывающей промышленности, а именно к разобщению внутреннего пространства скважины с целью разобщения пластов. Обеспечивает работу в скважинах, имеющих некалиброванный внутренний диаметр, повышение герметичности разобщения внутрискважинного пространства. Устройство содержит пакерующие элементы с эластичными манжетами и расширяющими элементами, посадочный инструмент, соединенный с подъемными трубами, нижняя часть которого телескопически надета на технологический патрубок, якорь, скважинный фильтр, обратный клапан. Каждый расширяющий элемент, кроме верхнего, соединен промежуточной трубой или трубами снизу с корпусом следующего верхнего пакерующего элемента. Корпус нижнего пакерующего элемента соединен с опорными патрубками. Скважинный фильтр установлен в составе опорного патрубка и/или одного или нескольких промежуточных труб напротив каждого осваиваемого и/или обрабатываемого пласта. Обратный клапан расположен выше верхнего скважинного фильтра. Расширяющий элемент выполнен в виде упора, зафиксированного на телескопическом патрубке. Упор верхнего пакерующего элемента снабжен внутренней полостью и зафиксирован срезными элементами на верхнем телескопическом патрубке, относительно которого установлен с возможностью осевого перемещения, ограниченного верхним кольцевым расширением верхнего телескопического патрубка, расположенным во внутренней полости упора. Выше упора верхнего пакерующего элемента расположен якорь. 1 з.п. ф-лы, 1 ил.

Изобретение относится к области добычи углеводородов и может быть использовано для одновременно раздельной или поочередной закачки рабочей среды в один или несколько пластов. Обеспечивает оптимизацию параметров скважинной установки, возможность проведения операции по интенсификации закачки и/или притока флюида одновременно с ее установкой. На колонне НКТ ниже верхнего пласта спущен первый пакер. Выше первого пакера установлен разъединитель колонны. Между ними размещено посадочное гнездо для извлекаемого обратного клапана. Расположенный ниже первого пакера второй пакер образует совместно с первым пакером пакерную секцию, в которую входят как минимум две скважинные камеры с размещенными в каждой из них посадочными узлами для установки генератора колебаний и съемного клапана или глухой пробки, циркуляционный клапан и турбулизатор потока жидкости. Турбулизатор установлен у нижней границы перфорационных отверстий обсадной колонны в пределах разрабатываемого пласта. Количество пакерных секций, включенных в состав СМУ, соответствует количеству включенных в разработку пластов. Последняя пакерная секция образована между нижним пакером предпоследнего пласта и установленным на конце колонны НКТ клапаном однонаправленного действия. 7 з.п. ф-лы, 1 ил.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, а именно к устройствам для испытания пластов в скважинах, в том числе и с открытыми стволами. Обеспечивает упрощение конструкции устройства, снижение материальных затрат на изготовление, повышение надежности в работе. Устройство содержит верхний соединительный узел для фиксации на колонне труб, верхний и нижний пакеры с уплотнительными элементами, верхний и нижний подвижные штоки, выполненные с осевыми каналами, размещенные в полостях пакеров, и полый фильтр, установленный между верхним и нижним пакерами. Осевой канал нижнего подвижного штока снабжен глухой перегородкой. Верхний и нижний подвижные штоки жестко и герметично соединены между собой, снабжены сверху соединительным узлом и выполнены с возможностью перемещения относительно верхнего и нижнего пакеров только вниз. Уплотнительные элементы верхнего и нижнего пакеров расположены между упорами. Верхний упор нижнего пакера жестко соединен полым фильтром с нижним упором верхнего пакера, который снабжен сверху пружинными центраторами. Один из упоров каждого пакера выполнен в виде гидроцилиндра, жестко соединенного с пакером, и кольцевого поршня, взаимодействующего с уплотнительным элементом. Внутренние полости каждого гидроцилиндра выполнены с возможностью взаимодействия с осевым каналом подвижных штоков выше глухой перегородки и герметичной изоляции при перемещении подвижных штоков вниз относительно пакеров. Верхний подвижный шток снабжен герметично перекрытым верхним пакером радиальным каналом, выполненным с возможностью взаимодействия с наружным пространством через полый фильтр при перемещении подвижных штоков вниз относительно пакеров. 1 ил.

Изобретение относится к пакерующим устройствам для разобщения ствола скважин при проведении различных технологических операций. Обеспечивает повышение надежности работы и расширение функциональных возможностей устройств. Интервальное пакерное устройство содержит продольно расположенные верхний и нижний пакеры с герметизирующими манжетными уплотнениями. Верхний пакер выполнен гидромеханическим, нижний пакер - гидравлическим репрессионно-депрессионного действия. Между пакерами расположен клапанный узел двухстороннего действия, гидравлически связанный с нижним пакером через внутритрубное и затрубное пространства. Он состоит из полого корпуса, по крайней мере, с одним радиальным каналом, и размещенной на корпусе подпружиненной с обоих торцев посредством возвратно-силовых пружин дифференциальной втулки с радиальными отверстиями. Все пакеры выполнены таким образом, что каждый из них может использоваться как самостоятельно, так и в составе других сборок. 4 н.п. ф-лы, 13 ил.