empacadores están diseñados para compactar el espacio anular y aislar horizontes individuales de pozos de petróleo y gas. Operan en condiciones de altas diferencias de presión (de 7 a 70 MPa), altas cargas mecánicas (decenas de kN) y en diversas térmicas (de 40 a 100 °C, y con efectos térmicos en la formación hasta 400 °C) y ambientes corrosivos. Por lo tanto, los diseños de los empacadores deben garantizar un funcionamiento eficiente y confiable en las condiciones operativas. .
empacadores durante la operación, generalmente se instalan en la parte revestida del pozo y se bajan sobre una serie de tuberías ascendentes. El sello presionado contra la carcasa debe separar de manera confiable las partes del pozo ubicadas arriba y debajo del sello.
Se utilizan empacadores:
- al desarrollar un pozo, facilitar y acelerar la limpieza del fondo del pozo mediante soplado y lavado a través de tuberías de fuente;
- durante todos los procesos tecnológicos en el pozo y durante su operación, proteger la carcasa de la corrosión química y la acción de una presión excesivamente alta de líquido y gas;
- si es necesario centrar la sarta de tuberías y transferir parte del peso de las tuberías al revestimiento durante la reparación de pozos subterráneos.
El empaquetador incluye los siguientes elementos.(Fig.2.2.): 1 cabeza; anillo de 2 soportes; casquillo de 3 límites; 4 elementos de sellado limitantes; 5- anillo restrictivo; 6- elemento de sellado; 7- cono; El conjunto de linterna, a su vez, consta de los siguientes elementos: 8 divisiones; casquillo de 9 empujes; aro de 10 límites; 11- primavera; cuerpo de 12 linternas; 13 pines; Ranura en forma de 14 en el cuerpo de la linterna; 15 barriles
Cabezal 1 empacador diseñado para conectar un empacador con un ancla. Es una tubería que tiene en la parte superior una rosca izquierda de los tubos de perforación, que se utiliza para la conexión con el anclaje del YaPG, en la parte inferior, una rosca de acoplamiento de los tubos de la bomba-compresor para la conexión con el barril 15 y una rosca métrica externa - para atornillar el anillo de soporte 2. La superficie exterior de la cabeza tiene riesgos de anillo para recuperar el empacador con un reborde en caso de que se atasque en el pozo. El material utilizado para su fabricación es el mismo que el de los tubos de perforación.
Anillo de soporte sirve para soportar el elemento de sellado 4 y asegura su deformación cuando el obturador está asentado.
Trompa es una sección de tubería de tubería. Se colocan secuencialmente sobre él el manguito restrictivo 3, el elemento de sellado restrictivo 4, el anillo restrictivo 5, el elemento de sellado de goma 6, el cono 7 y el conjunto de linterna con cuñas.
Fig.2.2. Vista general de una empacadora mecánica.
1 cabeza; anillo de 2 soportes; casquillo de 3 límites; 4 elementos de sellado auxiliares; 5-anillo restrictivo; 6 - elemento de sellado principal; 7- cono; El conjunto de linterna, a su vez, consta de los siguientes elementos: 8 divisiones; 9-Buje de empuje; 10- aro restrictivo; 11 resortes; cuerpo de 12 linternas; 13 pines; ranura de 14 figuras; 15 barriles
Conjunto limitador diseñado para evitar la penetración del caucho del elemento de sellado principal en el espacio anular entre el pozo y el anillo de soporte 2 con altas caídas de presión del fluido. Entre los extremos del manguito restrictivo 3 y el anillo restrictivo 5 queda un espacio suficiente para llenar el espacio anular cuando se comprime el elemento de sellado y al mismo tiempo evitar que se atasque.
Bajo la influencia del peso de la sarta de tubería, el elemento de goma 6 se comprime entre el limitador fijo 5 y el cono móvil 7.
El aumento resultante en el diámetro del elemento de caucho crea un sello en el espacio anular entre la carcasa y los tubos ascendentes. El diámetro del manguito de goma en estado libre debe ser aproximadamente 10-20 mm menor que el diámetro interno de la carcasa y no debe ser mayor que el diámetro de la plantilla.
Elemento de sellado principal, al igual que el restrictivo, está fabricado con caucho grados 4004, 3826-C, que permiten grandes deformaciones. Están diseñados para operar a temperaturas de hasta 100 0 C, resistentes a la corrosión por sustancias agresivas ubicadas en el pozo.
Cono móvil es un elemento intermedio diseñado para transmitir fuerzas de compresión desde las cuñas a los collares de sellado. La forma cónica de este elemento asegura que el empacador se asiente a una cierta profundidad del pozo cuando el pozo desciende con respecto a la linterna estacionaria, el cono se desliza sobre las cuñas estacionarias, las separa hasta que entran en contacto con la carcasa. y mermeladas.
Montaje de linterna está dispuesto de la siguiente manera: en la carcasa 12, que representa un casquillo cilíndrico, hay orificios ciegos en los que se colocan resortes cilíndricos en un ángulo de 120°. En la parte inferior del cuerpo hay un casquillo de empuje 9, en la parte superior hay un aro restrictivo 10 que evita que se caigan las cuñas 8. El diámetro exterior de la linterna debe ser mayor que el de todas las demás partes.
El pasador 13, atornillado al cuerpo de la linterna, al bajar el empacador al pozo, se ubica en las ranuras perfiladas del barril 15 y, al conectar el barril con las cuñas, evita el empaquetamiento espontáneo.
DescendenciaPAG aker El ingreso al pozo a la profundidad requerida se realiza mediante una sarta de tuberías de perforación o tubería. Al insertar un empacador en la carcasa, debido a la fricción, la linterna tiende a retrasarse con respecto al movimiento general de la cuerda bajada, pero esto lo evitan los pasadores que sujetan la linterna por su cuerpo. Cuando el empacador alcanza la profundidad requerida, levantando ligeramente la sarta hacia arriba (0,3 - 0,5 m) y girando los tubos de 1 a 1,5 vueltas hacia la derecha, se retira el pasador de la ranura figurada. La linterna no gira debido a la fricción de las estrías de la carcasa. Al seguir descendiendo la sarta de tubos, el cono se desliza sobre las cuñas, que permanecen en su lugar junto con la linterna, separándolas. En este caso, las cuñas con sus muescas cortan la pared de la carcasa e impiden un mayor movimiento hacia abajo del cono. Bajo la influencia del peso de la sarta de tuberías, el elemento de sellado de caucho 6 se comprime entre el limitador fijo 5 y el cono móvil 7. El elemento de caucho del obturador se deforma y el espacio anular entre la carcasa y los tubos de elevación se compacta. .
empacadores- dispositivos especiales diseñados para aislar secciones individuales del pozo, aislar capas y aislar la sarta de tuberías de los efectos del medio ambiente durante la operación de los pozos y durante los trabajos de reparación y aislamiento en ellos. Se utilizan ampliamente en muchas operaciones tecnológicas: fracturación hidráulica, tratamiento ácido y térmico de la formación, trabajos de aislamiento, etc. Para la explotación separada de dos formaciones por un pozo a lo largo de filas paralelas de tuberías de elevación, se utilizan empacadores de doble paso.
Dependiendo de la dirección de las fuerzas que actúan, se distinguen los siguientes tipos de empacadores.
PV: la caída de presión se dirige hacia arriba;
PN: la caída de presión se dirige hacia abajo;
PD: la diferencia de presión se dirige tanto hacia abajo como hacia arriba.
Anclas- dispositivos diseñados para asegurar la sarta de tubería ascendente a la pared de la sarta de producción para evitar el movimiento de los equipos de fondo de pozo bajo la influencia de la carga.
Los anclajes se utilizan principalmente con empacadores de tipo PV y PN.
El código del empacador significa: la parte con letras: el tipo de empacador (PV, PN, PD), el método de aterrizaje y liberación (G - hidráulico, M - mecánico, GM - hidromecánico) y la presencia de un dispositivo de anclaje (letra Y ); el número antes de las letras es el número de modelo; el primer número después de las letras es el diámetro exterior (en mm); el segundo número es la presión de trabajo (la diferencia de presión máxima percibida por el empacador); la última letra y el número son la versión resistente al sulfuro de hidrógeno (K2). Por ejemplo, PN-YAM-150-500, PN-YAGM-118-210, 1PD-YAG-136-500; PD-G-136-210K2.
El empacador se asienta levantando los tubos a la distancia requerida para crear la carga axial calculada sobre ellos, girándolos entre 1,5 y 2 vueltas hacia la derecha y luego bajando los tubos. a la posición inicial. Al levantar tuberías y girarlas hacia la izquierda 1,5-2 vueltas
Ancla YAG. En su barril se instala un cono, que tiene guías para troqueles insertadas en las ranuras en forma de T del portatroqueles. Un ancla que se baja al pozo mediante una serie de tubos de elevación se asegura cuando se suministra fluido a las tuberías bajo presión. El líquido, al pasar por debajo del pistón, corta los tornillos, mueve el soporte de la matriz y las matrices hacia arriba, que, estiradas sobre el cono, divergen en dirección radial y se anclan en la pared interior de la sarta de tubos de producción.
El ancla se suelta cuando se levanta la sarta de tuberías. En este caso, el cañón se mueve hacia arriba junto con el cono, el cono se saca de debajo de las matrices, liberándolas.
El anclaje YAG1 consta de un cuerpo, en cuyas ventanas se insertan matrices, sujetas por un resorte en posición empotrada. Las tiras que limitan el movimiento de los troqueles en dirección radial se fijan al cuerpo mediante tornillos. El anclaje se fija en la columna moviendo los arietes hacia afuera en dirección radial e introduciéndolos en la pared de la carcasa de producción. Una vez que se detiene la inyección de líquido, los arietes regresan a su posición original bajo la acción de los resortes, como resultado de lo cual se suelta la armadura.
Operación de empacadores y anclajes..
Antes de bajar el obturador al pozo, es necesario inspeccionar la sarta con un sello cónico y establecer la permeabilidad con una plantilla desde la boca hasta los orificios superiores del filtro. La longitud y el diámetro de la plantilla deben ser ligeramente mayores que las dimensiones correspondientes del empacador y el anclaje. En este caso, la plantilla debe pasar libremente hasta la profundidad requerida. En caso contrario, repare los daños o limpie las paredes de la tubería de costras de cemento, depósitos de parafina, sales y productos de corrosión.
Antes de cada liberación del packer, verificar: la movilidad de la linterna y de la varilla; integridad de los elementos de sellado (los puños defectuosos se reemplazan por otros nuevos); Fiabilidad de fijación de conexiones roscadas. En este caso, preste especial atención a la conexión roscada del cabezal con la varilla. Como lubricante se utiliza Graphite USA o un sustituto: una mezcla de 80% de grasa grasa US-2 o US-3 con 20% de grafito.
Antes de cada liberación del ancla, verifique: la confiabilidad de la fijación de las conexiones roscadas del cuerpo con la cabeza y el vástago; Estanqueidad de sellos y extensión de arietes bajo exceso de presión interna. Para ello, se comprime el anclaje durante 5 minutos, introduciéndolo en un tramo de tubería de revestimiento del diámetro adecuado. La presión de engarzado debe ser un 25% mayor que la presión operativa máxima para una armadura determinada. No se permiten fugas a través de conexiones roscadas, se eliminan. Luego, el ancla se comprime por segunda vez y, solo después de asegurarse de que no haya fugas, se baja al pozo. A una alta velocidad de descenso del ancla hidráulica y un pequeño diámetro de las tuberías, debido a la aparición de un exceso de presión, es posible su fijación arbitraria. Para evitar esto, la velocidad de descenso debe ser de aproximadamente 3 m/s para tubos de 89 mm y 4 m/s para tubos de 102 mm. El empacador debe elevarse a la superficie 1 a 2 horas después de que se alivie la presión en el fondo. El ancla se libera de su conexión con la columna creando presión en el anillo.
Después de levantar estos dispositivos, se lavan a fondo y se limpian de suciedad, arena y parafina. Los puños de goma se limpian especialmente a fondo de aceite. Luego se desmontan el empacador y el anclaje para inspección o reemplazo de piezas defectuosas; Lubrique las superficies de fricción y los hilos.
Actualmente, los empacadores desarrollados por NPF "Packer" - empacadores tipo PRO-YaMO - se utilizan ampliamente
Envasador (Empacador inglés - compactador, de paquete - a paquete, sello)
un dispositivo en un pozo para cerrar y sellar zonas individuales de pozos (petróleo, gas, agua, exploración geológica). P. fue propuesto por primera vez a finales del siglo XIX. Los principales tipos de P.: fondo de pozo, seccionadores, aislantes. Se instala una bomba de fondo de pozo con una válvula de cierre de formación durante un largo período de operación del pozo en el fondo del pozo (sobre su parte de filtro) para evitar un flujo de emergencia espontáneo durante las reparaciones subterráneas (debido a la alta presión del yacimiento, en caso de avería de componentes del árbol de Navidad, etc.). Los aisladores P. se utilizan para aislar las cavidades de pozo conectadas a diferentes horizontes productivos, para extraer el fluido de formación (gas) por separado de cada horizonte a lo largo del tronco de un pozo sin mezclar el fluido producido (gas), así como para la inyección separada de líquido o gas en diferentes formaciones, un pozo a la vez. Cuando existe un efecto activamente abrasivo o altamente corrosivo del fluido de formación (gas, agua) sobre la sarta de producción de un pozo, se utilizan bombas que aíslan el anillo y permiten dirigir todo el flujo del fluido producido a través del canal central. fila de tubos ascendentes. G. V. Molchanov.
Gran enciclopedia soviética. - M.: Enciclopedia soviética. 1969-1978 .
Sinónimos:Vea qué es "Packer" en otros diccionarios:
Sellador, dispositivo Diccionario de sinónimos rusos. sustantivo empacador, número de sinónimos: 2 sellador (12) ... Diccionario de sinónimos
envasador- - Temas industria del petróleo y gas EN packer...
envasador- 3.29 packer: Dispositivo de sellado en forma de cámara de expansión que impide la liberación de la mezcla a lo largo del pozo cuando es inyectada en la zona de empotramiento del anclaje. Fuente … Diccionario-libro de referencia de términos de documentación normativa y técnica.
- (en inglés packer, de paquete en paquete, llenar, compactar) un dispositivo para aislar capas en un pozo durante su operación separada. Desciende a él a través de tuberías. Tiene un manguito de anillo de goma, cuando se presiona la sarta de tubería se expande y... ... Gran Diccionario Politécnico Enciclopédico
envasador- paker, un... diccionario de ortografía ruso
envasador- Yo a, parte Pristosuvannya, cómo bajar la broca para reforzar las formaciones entre ellos. II a, h., zakh. Portero en la pista... Diccionario ucraniano Tlumach
envasador- palabras programa para comprimir archivos binarios Por ejemplo: pklite, lzexe, etc... Diccionario hacker
envasador- Packer: portero (en la subida)... Diccionario explicativo de ucraniano
envasador- nombre de la familia humana, origen... Diccionario ortográfico de la lengua ucraniana.
empacador hidráulico- empacador inflable - Temas industria del petróleo y el gas Sinónimos empacador inflable EN empacador inflable ... Guía del traductor técnico
Libros
- , Nasyrov Amdakh Mustafaevich, El trabajo examina todo el complejo de métodos técnicos y tecnológicos básicos y métodos que reducen el impacto negativo sobre el medio ambiente en los campos petroleros durante el diseño,... Serie: Autor: Infra-Ingeniería,
- Aspectos tecnológicos de la protección ambiental en la producción de petróleo. Libro de texto, Nasyrov Amdakh Mustafaevich, El trabajo examina todo el complejo de métodos y métodos técnicos y tecnológicos básicos que reducen el impacto negativo sobre el medio ambiente en los campos petroleros al diseñar,… Autor: Infra-Ingeniería, Fabricante:
Un empacador mecánico es un dispositivo diseñado para separar una formación de campo y un espacio anular, así como para separar una formación de petróleo de otra.
Cuando se opera un pozo por separado, el empacador bloquea el acceso del agua superficial al fondo del pozo en caso de un defecto de la columna o falla hidráulica de la formación.
Características del empacador
La división estructural de OJSC Sibneftemash produce empacadoras mecánicas en Nizhnevartovsk de varios modelos con características individuales. Las ventajas del dispositivo incluyen la posibilidad de uso repetido, así como la creación de alta presión en el área de trabajo tecnológico de un pozo existente.
Debido a su diseño simple y su alto grado de confiabilidad, los empacadores se pueden utilizar durante operaciones de perforación no estándar. La principal desventaja del dispositivo es la imposibilidad de bajar las tuberías a poca profundidad sin carga adicional.
Clasificación
Una empacadora mecánica se clasifica según características distintivas correspondientes a:
- método de fijación en un pozo
- Cambios en la forma del sello debido a cambios de presión.
- métodos de descenso al área de trabajo.
A la hora de elegir el proceso de instalación del dispositivo se tiene en cuenta el diseño del mismo, el cual puede estar apoyado en la cara o sin ella (“colgado”). El dispositivo con soporte se puede bajar solo en un orificio de fondo duro, junto con un revestimiento y un tubo adicional para el elemento de cola.
Los empacadores mecánicos e hidráulicos se refieren a dispositivos con deformación del manguito de goma que se produce cuando la presión del peso de la columna o del líquido inyectado alcanza los 50 MPa.
Durante la fracturación hidráulica, el sello de goma se sella automáticamente. Durante el proceso de extracción de la columna del pozo, la forma y el tamaño del collar se restauran de forma independiente.
Se utiliza un dispositivo de tipo deslizante sin vástago como empacador colgante. Se puede instalar un empacador deslizante en un pozo curvo, horizontal o inclinado de cualquier profundidad. Los dispositivos mecánicos garantizan la seguridad al resolver problemas tecnológicos en condiciones de temperatura inestable del entorno de trabajo.
El empacador se baja sin soporte al fondo del pozo en la columna de fundición. Un ancla hidráulica, que se baja junto con el empacador, ayuda a evitar que la sarta sea empujada fuera del pozo y descargue las tuberías.
La invención se refiere a dispositivos de empaque para sellar el anillo o anillo de pozos. Un empacador de pozos incluye una carcasa con un elemento de sellado colocado sobre ella, una unidad de empaque para un elemento de sellado mecánico y una unidad de empaque adicional para un elemento de sellado hidromecánico. La unidad de embalaje se encuentra encima del elemento de sellado. La unidad de empaque adicional se coloca debajo del elemento de sellado y está configurada para activarse cuando la presión hidrostática en el pozo disminuye a un valor específico durante el desarrollo y/u operación del pozo. Al mismo tiempo, durante el empaquetamiento adicional del elemento de sellado, es posible controlar la estanqueidad del elemento de sellado y regular el grado de reducción de la presión hidrostática en el pozo. La invención mejora la confiabilidad del funcionamiento del packer debido a la posibilidad de trasladarlo a la posición de trabajo por cargas que actúan durante el desarrollo y/o operación del pozo. 3 enfermos.
La invención se refiere a la construcción y operación de pozos de petróleo y gas y, en particular, a dispositivos de empaque para sellar el anillo o anillo de pozos.
Un empacador de pozo conocido incluye una carcasa con un elemento de sellado instalado en él y una cuña de empuje colocada en la carcasa con la posibilidad de movimiento axial y deformación del elemento de sellado cuando se crea un exceso de presión dentro de la cavidad de la carcasa (ver, por ejemplo , RU 2118442, 25/06/1997).
La desventaja del dispositivo conocido es su capacidad limitada para cubrir y sellar grandes espacios en el espacio anular del revestimiento o del pozo abierto. Una desventaja de este dispositivo es también su insuficiente capacidad de sellado en sartas de revestimiento con una superficie interior desgastada, lo que limita considerablemente su ámbito de aplicación. Además, la dificultad de establecer la relación entre el grado requerido y predeterminado de deformación del material elástico del elemento de sellado para espacios mayores del pozo y cargas de trabajo reales, difíciles de predecir con precisión, en este pozo a menudo conduce al hecho que el elemento de sellado en realidad está subcargado y, por lo tanto, no proporciona la estanqueidad necesaria, o está sobrecargado debido a un grado excesivo de aumento de las cargas máximas (margen excesivo en la etapa de diseño preliminar) y una acción prolongada involuntaria de las cargas máximas, lo que lleva a a la fatiga del material del elemento de sellado. Los resultados negativos de la instalación del empacador (la falta de su estanqueidad necesaria) requieren repetir la operación con operaciones prolongadas para eliminar las consecuencias negativas de la operación anterior.
El resultado técnico de la presente invención es aumentar la confiabilidad del empacador debido a la posibilidad de transferirlo a la posición de trabajo por cargas reales que actúan durante el desarrollo y/o operación del pozo.
El resultado técnico requerido se logra por el hecho de que un obturador de pozo incluye una carcasa con un elemento de sellado colocado encima, una unidad de empaque para un elemento de sellado mecánico colocada encima del elemento de sellado y una unidad de empaque adicional para un elemento de sellado hidromecánico colocado debajo. el elemento de sellado, configurado para activarse al reducir la presión hidrostática en el pozo durante el desarrollo y/o operación del pozo a un valor dado, mientras que durante el embalaje adicional del elemento de sellado es posible controlar la estanqueidad del elemento de sellado y Regular el grado de reducción de la presión hidrostática en el pozo.
La esencia de la invención radica en el hecho de que asegurar la estanqueidad de un obturador en un orificio abierto o en una columna con una superficie desgastada es uno de los problemas problemáticos y difíciles de resolver. Todas las soluciones conocidas prevén una selección preliminar, en la etapa de diseño, de la fuerza del empaque, uno de los principales parámetros que determina el grado requerido de estanqueidad del empaque. El resultado depende del grado de cumplimiento del parámetro de diseño con las condiciones reales del pozo. Si el parámetro señalado no se corresponde con las condiciones del pozo y es imposible intervenir oportunamente en este proceso, surgen complicaciones en los pozos, cuya eliminación, a largo plazo y que requiere mucha mano de obra, reduce drásticamente la eficiencia del trabajo. en el pozo. La invención proporciona la posibilidad de empaquetar en dos etapas. La primera etapa, la etapa preliminar, implica el cierre primario del espacio anular, creando la base para la segunda etapa y evaluando la estanqueidad de la primera etapa en función de las cargas sobre el elemento de sellado. La segunda etapa, el embalaje adicional, implica la transferencia de la carga. al empacador en un momento estrictamente especificado, directamente durante el desarrollo y/o operación del pozo. El elemento de sellado del empacador no experimenta cargas extremas prolongadas en un pozo inactivo, lo que provoca desgaste por fatiga. La reducción aceptada durante el desarrollo y/o operación de un pozo se utiliza como fuerza impulsora de trabajo para el empaque. Al mismo tiempo, durante el proceso de empaquetamiento adicional del elemento sellador, es posible controlar la estanqueidad del empacador y regular el grado de reducción de la presión hidrostática en el pozo.
En la Fig.1, como ejemplo, el empacador se muestra en la posición de transporte, en la Fig.2, el empacador activado cuando se prueba su estanqueidad creando un exceso de presión en la columna, en la Fig.3, cuando se prueba reduciendo la Presión hidrostática en el pozo: el nivel de líquido en la columna.
El empacador de pozo (Fig. 1) incluye una sarta de transporte 1, un cuerpo compuesto 2, en cuya superficie exterior hay ranuras de empuje superiores 3 e inferiores 4, ranuras anulares 5 y 6 y un orificio radial 7. Un elemento de sellado 8 con protección de extremo se instalan en el cuerpo 2 9, casquillos de empuje superior 10 e inferior 11 que interactúan con las abrazaderas de posición final 12 y 13, en cuya superficie interior hay proyecciones anulares 14 y 15 que interactúan con las ranuras de empuje 3 y 4. Una presión El embudo 16 está instalado en el cuerpo 2. Se fija con un tornillo. 17. Las posiciones antes mencionadas 3, 5, 9, 10, 12, 14, 16, 17 se refieren a la unidad de embalaje mecánico, que proporciona la primera etapa. de embalaje. Está situado encima del elemento de sellado 8. En el cuerpo 2, debajo del elemento de sellado 8, está instalada una unidad de embalaje adicional, que caracteriza la segunda etapa de embalaje. La unidad de embalaje adicional consta de un manguito 19 fijado al cuerpo mediante un tornillo de seguridad 18, un empujador 20, montado fijamente mediante un pasador 21 de un anillo de empuje 22. En este caso, el manguito 19, el empujador 20 y El anillo de empuje 22 forma una cámara anular 23 con el cuerpo 2. La estanqueidad necesaria del dispositivo está asegurada por los anillos de sellado 24. La posición 25 marca la superficie interior de la columna anterior. El elemento de sellado 8 puede estar realizado en forma de manguito superior e inferior con un anillo espaciador 26 entre ellos.
Como resultado de la simulación en el banco, se estableció que es posible aumentar el grado de sellado del espacio anular, siempre que el cono (ángulo con la vertical en el lado del eje del dispositivo) de las partes superior e inferior del anillo distanciador se hace diferente.
La columna con el dispositivo propuesto se baja al pozo mediante una columna de transporte 1.
Después de bajar la columna, ésta queda “anclada”, es decir suspensión en la columna anterior y desconexión de la columna de transporte. La desconexión de la columna de transporte se realiza, por ejemplo, hidráulicamente, creando un exceso de presión calculado, o mecánicamente, girando. El conjunto de armadura y el conjunto de desconexión no se muestran en los dibujos.
Después de bombear el volumen estimado de lechada de cemento, la columna de transporte se eleva hasta que sale del embudo de presión 16, cortada, es decir. lavar la porción de lechada de cemento que se encuentra encima del empacador.
En el último tubo de la columna de transporte se instalan levas de empuje involuntario (no representadas en los dibujos), que se instalan automáticamente en posición de trabajo cuando se eleva dicha columna. Después de "cortar" la porción de lechada de cemento que se encuentra arriba del empacador, se descarga la sarta de transporte y las levas de empuje, interactuando con la parte final del embudo de presión 16 del embudo, deforman el elemento de sellado 8, presionándolo contra el superficie interior de la cuerda anterior 25. Al mismo tiempo, el casquillo de empuje superior 10 y el retenedor 12 mantienen el elemento de sellado 8 en posición de trabajo (Fig.2). En este punto se completa la primera etapa preliminar del cierre primario del espacio anular mediante un obturador. Se puede determinar una evaluación preliminar de la estanqueidad del elemento de sellado 8 del empacador creando un exceso de presión a corto plazo en la sarta desde la boca del pozo (de acuerdo con las reglas establecidas de prueba de presión) en la zona sobre el empacador. Después de eliminar el exceso de presión, el empacador se encuentra en un estado de equilibrio hasta que se completen todas las operaciones necesarias, incluidos todos los estudios. Luego, la entrada al pozo se denomina (operación de prueba): preparación para el funcionamiento normal reduciendo la presión hidrostática en el pozo, reduciendo el nivel de líquido en la columna, lo que conduce a la creación de un exceso de presión en la zona del subempaquetador (Fig. .3). Cuando el nivel de líquido en la columna disminuye al nivel operativo, se crea una situación en la que la presión en la zona del subempaquetador excede significativamente la presión en la zona del empacador superior (ver Fig. 3). En este caso, bajo la influencia de una mayor presión en la zona del subempaquetador (presión de la carcasa), el tornillo de corte 18 se destruye y el empujador 20, al moverse, deforma adicionalmente el elemento de sellado 8, es decir. lleva a cabo un empaque adicional con presión de operación (diferencia de presión), que caracteriza la etapa preliminar (de prueba) de operación, que requiere flujo de entrada o operación real y, por lo tanto, aumenta automáticamente su capacidad de sellado. Es posible controlar la capacidad de sellado del empacador cuando se reempaqueta directamente a la presión de operación, por ejemplo, instalando un sensor de presión en la zona del empacador. También existe la posibilidad de regulación, cambiando el valor de la presión hidrostática, por ejemplo, para garantizar un funcionamiento fiable de la unidad de empaquetadura adicional en ausencia de estanqueidad del empacador y al mismo tiempo garantizar la caída de presión requerida. Esta posibilidad puede ser proporcionada, por ejemplo, por la presencia de un sistema de bombeo (que reduce el nivel del líquido) desde el espacio detrás de la columna de transporte. Al alcanzarse una determinada caída de presión, el manguito de empuje 11 y el retenedor 13 mantienen el elemento de sellado 8 en la posición de trabajo preempaquetado.
El dispositivo propuesto también se puede utilizar ampliamente en pozos no cementados, donde se imponen mayores requisitos a la estanqueidad del obturador.
Un empacador para un pozo, que incluye una carcasa con un elemento de sellado colocado sobre ella, una unidad de empaque para un elemento de sellado mecánico colocado encima del elemento de sellado y una unidad de empaque adicional para un elemento de sellado hidromecánico colocado debajo del elemento de sellado, configurado para ser se activa cuando la presión hidrostática en el pozo disminuye durante el desarrollo y/o operación del pozo a un valor dado, mientras que durante el empaquetamiento adicional del elemento de sellado es posible controlar la estanqueidad del elemento de sellado y regular el grado de reducción de la presión hidrostática. presión en el pozo.
Patentes similares:
La invención se relaciona con la industria petrolera y puede usarse en el desarrollo de depósitos de petróleo con yacimientos de carbonato. Proporciona una mayor recuperación de petróleo del depósito, eficiencia de desplazamiento de petróleo, mayor cobertura del yacimiento por parte del agente desplazante debido a su desarrollo secuencial y reducción del corte de agua del producto.
La invención se refiere a la industria petrolera, en particular a métodos para sellar una cadena de producción. El método para sellar una sarta de producción implica bajar dos empacadores conectados entre sí por una tubería usando una herramienta de aterrizaje en la sarta de producción de un pozo, colocarlos en la sarta de producción por encima y por debajo del intervalo de fuga, seguido de retirar la herramienta de aterrizaje. y sellar la cadena de producción.
La invención se relaciona con la industria del petróleo y el gas y puede usarse en el desarrollo y operación de pozos de petróleo y gas. Un empacador mecánico contiene un eje superior y un eje inferior conectados por rosca, teniendo en su superficie exterior una ranura conformada con secciones longitudinales cortas y largas, sobre las cuales se ubica un conjunto de anclaje inferior, incluyendo un cuerpo, al cual se le une una carcasa inferior con conexiones radiales. Las partes inferiores cargadas por resorte insertadas en él se fijan mediante matrices roscadas, y en la parte media del cuerpo hay ventanas rectangulares en las que se instalan centralizadores, cargados radialmente por resorte y sostenidos por tapas superior e inferior fijadas a la cuerpo con tornillos, y en su parte inferior hay una ranura exterior anular a través de la cual se fija un anillo partido a la parte inferior del cuerpo, que tiene una ranura interna anular y un saliente cilíndrico exterior en el que se instala un retenedor por medio de un rosca, y en el cilindro superior se ubica un cono de soporte apoyado sobre el saliente cilíndrico del cilindro inferior con posibilidad de movimiento axial a lo largo del mismo, encima del cual se ubica una unidad antiextrusión inferior, que incluye tres arandelas metálicas con internas y externas. superficies cónicas, a través de las cuales interactúan con dos anillos de poliuretano instalados entre ellos.
El grupo de invenciones se refiere a un dispositivo de modulación de fondo de pozo destinado a ser utilizado en un pozo. Un dispositivo para uso en un pozo contiene un cuerpo de herramienta alargado, varillas expandibles y una membrana de válvula flexible.
La invención se refiere a la industria petrolera, en particular a métodos para sellar una cadena de producción. El método para sellar una sarta de producción implica bajar dos empacadores conectados entre sí por una tubería a la sarta de producción de un pozo usando una herramienta de aterrizaje hecha en forma de sarta de tubería, aterrizarlos en la sarta de producción por encima y por debajo de la perturbación, seguido de retirar la herramienta de aterrizaje.
La invención se relaciona con la industria petrolera y puede usarse en el desarrollo de depósitos de petróleo con un yacimiento que tenga fracturamiento natural. Proporciona una mayor cobertura de yacimientos y una mayor recuperación de petróleo de la formación productiva.
El grupo de invenciones se refiere a la minería, en particular a las instalaciones de empacadores de fondo de pozo. El equipo de fondo de pozo contiene una carcasa, dos canales de flujo, un sello montado de manera móvil en la carcasa, una unidad de agarre de cuña apoyada en la carcasa, un canal en la carcasa y un módulo intermedio. El módulo intermedio garantiza en este caso el movimiento del fluido entre el canal de la carcasa y uno de los dos canales de flujo longitudinales. El resultado técnico es eliminar la necesidad de desarmar completamente un empacador de sartas dobles o múltiples en el sitio del pozo y eliminar las demoras y los daños potenciales asociados con dicha reconstrucción. 3 n. y 22 salario mosca, 7 enfermos.
Un grupo de invenciones se refiere a operaciones para la estimulación subterránea del flujo de entrada de hidrocarburos y, más específicamente, a operaciones y dispositivos para aumentar la confiabilidad de la estimulación puntual. Proporciona una mayor eficiencia de estimulación y confiabilidad del dispositivo. La esencia de las invenciones: las invenciones prevén bombear líquido a través de un dispositivo estimulante, transfiriendo al menos parte del líquido desde el dispositivo estimulante a un dispositivo de anclaje conectado a él con posibilidad de comunicación. En este caso, el dispositivo de anclaje incluye una carcasa en la que hay un mandril ubicado de manera móvil y un estrangulador con una válvula de retención ubicada de manera móvil dentro del mandril. Se ha previsto mover el estrangulador con una válvula de retención dentro del mandril a la primera posición, en la que este estrangulador permite un flujo limitado de líquido a través del cuerpo. También está previsto introducir fluido desde el dispositivo de anclaje para instalar un tapón de arena en un lugar determinado y desviar el flujo de fluido en un lugar determinado utilizando el tapón de arena. 4 n. y 15 salario mosca, 4 enfermos.
La invención se refiere a la industria del petróleo y el gas, concretamente a dispositivos para aislar formaciones en un pozo con inyección separada de varios reactivos en ellas. El dispositivo para procesar formaciones en un pozo contiene un obturador de paso y un seccionador, que incluye un barril, un carrete ubicado dentro del barril y conectado a él mediante elementos cortantes, el carrete está equipado con un asiento para una bola que cae dentro del dispositivo. antes de procesar la formación superior, se realiza un orificio cónico en el que se instala un anillo de bloqueo que interactúa con la ranura anular. El cañón está equipado con orificios radiales y elementos de corte adicionales, cuya fuerza de destrucción es mayor que la fuerza de destrucción de los pasadores de corte, el cañón también está equipado con un canal de derivación que puede comunicarse con las partes superior e inferior del cañón. evitando el carrete, mientras que en la posición inicial el canal de derivación y los orificios radiales del cañón están herméticamente bloqueados por el carrete, equipado con canales radiales, y en la parte inferior del carrete está equipado con un orificio central axial, mientras que el cañón debajo el carrete está equipado concéntricamente con una varilla rígidamente unida a él, dirigida hacia el carrete, así como orificios axiales alrededor de la circunferencia, y el rendimiento de los orificios axiales del barril es mayor que el rendimiento del orificio central del carrete, en la parte superior del carrete hay un asiento adicional para una bola adicional de mayor diámetro, que se deja caer dentro del dispositivo después de procesar la capa superior para permitir regresar a la capa inferior a través del canal de derivación, la ranura anular. está hecho en forma de muescas anulares dirigidas opuestas al anillo de retención en la parte inferior del carrete, y tiene la capacidad de interactuar con un anillo de bloqueo ubicado en un orificio cónico hecho en la parte inferior del cilindro por encima de los orificios axiales alrededor la circunferencia, mientras que un pasador de seguridad adicional está instalado en el cilindro debajo del orificio cónico en el que se encuentra el anillo de bloqueo. El dispositivo propuesto tiene un diseño mejorado, capacidades tecnológicas ampliadas y una alta confiabilidad operativa. 4 enfermos.
La invención se refiere a la industria del petróleo y el gas, concretamente a dispositivos para aislar formaciones en un pozo con inyección separada de varios reactivos en ellas. El dispositivo para procesar formaciones contiene un empacador de orificio pasante y un seccionador. El seccionador incluye un barril, un carrete ubicado dentro del barril y conectado a él mediante elementos cortantes. La bobina está equipada con un alojamiento para un elemento de bloqueo. El cañón está equipado con orificios radiales y elementos cortantes adicionales. El cañón debajo de los orificios radiales está equipado con un canal de derivación, que tiene la capacidad de comunicarse con las partes superior e inferior del cañón, sin pasar por el carrete. En la posición inicial, el canal de derivación y los orificios radiales del cañón quedan sellados herméticamente por el carrete. El carrete está equipado con un orificio axial central y canales radiales. Los canales radiales del carrete, cuando el carrete se mueve axialmente hacia abajo con respecto al cañón, tienen la capacidad de comunicarse alternativamente primero con los orificios radiales del cañón y luego con el canal de derivación del cañón. En la parte inferior del carrete hay una ranura anular realizada en forma de muescas anulares dirigidas opuestas al anillo de retención con posibilidad de interactuar con él. El anillo de bloqueo se coloca en un orificio cónico realizado en la parte inferior del cañón, encima de los elementos de corte adicionales. Debajo de los elementos de corte adicionales, el cañón está equipado con una limitación del recorrido de la bobina. El elemento de bloqueo está realizado en forma de una varilla de sección transversal variable. El dispositivo tiene un diseño mejorado, capacidades tecnológicas ampliadas y una alta confiabilidad operativa. 4 enfermos.
La invención se refiere a la industria petrolera, concretamente a los empacadores para sellar herméticamente los intervalos del pozo en un pozo abierto. El empacador incluye un cilindro, un acoplamiento, una boquilla, un elemento de sellado con soportes cónicos y arietes. Los troqueles tienen forma de varilla trapezoidal. Un extremo de las matrices superior e inferior está montado de forma articulada en los topes superior e inferior, respectivamente, y el otro extremo de las matrices, que se extiende hacia afuera, tiene una forma aerodinámica. La superficie cónica de los soportes cónicos y la superficie de las matrices en contacto con la superficie cónica de los soportes cónicos tienen salientes rectangulares. Las matrices están constantemente presionadas contra el soporte cónico mediante ballestas. El packer está equipado con una unidad de protección contra el aterrizaje espontáneo prematuro. La unidad de protección consta de un casquillo con un hueco en el que encaja un resalto del aro partido, realizado en toda la superficie exterior del aro partido. La invención evitará que el empacador se pegue, asegurará una mayor permeabilidad del empacador en el pozo abierto, eliminará la posibilidad de una instalación espontánea y prematura del empacador bajo cargas de compresión bajas y reducirá las dimensiones y el consumo de metal del empacador. 1 enfermo.
La invención se refiere al campo de la minería, en particular a la industria de producción de petróleo, y puede usarse para la operación de pozos petroleros. Para aumentar la confiabilidad del ajuste del empacador y mejorar el sellado del espacio anular en los pozos, un empacador mecánico inercial contiene un sello anular montado en la tubería, que aísla la cavidad del pozo, un anclaje mecánico y un bloqueo telescópico con posibilidad de ajuste limitado. movimiento axial de la tubería dentro del anclaje, este último contiene arietes de fricción cargados por resorte colocados en ranuras de clip. En el extremo del soporte hay levas con ranuras de expansión con resortes de retorno, que presionan las levas contra el tubo con respecto al manguito instalado en el soporte y que cubre las bases de las levas. Estos últimos están fabricados con una superficie cónica interna que interactúa con un contracono montado en la tubería con posibilidad de movimiento axial. La cerradura telescópica incluye una ranura laberíntica de múltiples pasos hecha en la superficie de la tubería, que interactúa con un pasador flotante montado en un anillo móvil que encierra la tubería entre el soporte y la tuerca de unión conectada a él con la posibilidad de movimientos longitudinales y angulares en el tubo dentro de la ranura laberíntica. El sello anular interactúa con topes de asiento que cubren los extremos del sello anular. El tope de presión está asociado con un sub que conecta la tubería empacadora a la sarta de tubería. Se inserta un casquillo entre el cono y el anillo de sellado. La parte cilíndrica del cono está escalonada y, con un tope en un saliente de menor diámetro, está conectada a un manguito, en cuyo extremo opuesto hay un tope de disco que cubre el extremo del anillo de sellado desde su lado inferior. En el casquillo, del lado del tope del disco, hay una brida que se apoya contra el saliente anular realizado en la tubería, asegurando la libre colocación del sello anular en la tubería entre los topes del disco antes de que el empacador se asiente en el pozo y con la posibilidad de mover el saliente anular en el casquillo hacia el extremo del diámetro menor de la parte cilíndrica del cono una distancia al menos igual a la longitud de desplazamiento del tope del disco en el casquillo por la cantidad de compresión del sello anular para su expansión radial hasta sellar la cavidad del pozo. Los pasadores de seguridad se instalan en la pared del manguito, interactuando con un hueco hecho en el saliente anular de la tubería, evitando que el cono se mueva en la dirección de las levas del inducido al bajar el empacador al pozo. Los orificios roscados en el exterior del casquillo tienen huecos con la capacidad de ocultar las cabezas de los pasadores de seguridad. 1 salario mosca, 1 enfermo.
La invención se refiere a la minería, en particular a la industria de producción de petróleo, y puede usarse para la operación separada de pozos de petróleo. Para reducir el volumen de operaciones de disparo y el tiempo de inactividad del pozo, el empacador multifuncional contiene una tubería conectada desde arriba a una sarta de tuberías y desde abajo a una bomba eléctrica sumergible a través de un ramal. Fuera de la tubería se montan puños de anillo de goma con un mecanismo para expandirlos, un ancla, un centralizador y se hace un canal para el cableado sellado del cable de alimentación a través del empacador. En la pared de la tubería, a ambos lados de los collares anulares, hay orificios radiales y, simétricamente a ellos, ranuras trapezoidales anulares que conectan la cavidad de la tubería con los espacios entre tuberías por encima y por debajo del empacador. El diámetro interno de la tubería es menor que el diámetro interno de la sarta de tubería y en la dirección del extremo superior de la tubería, esta última tiene un cono de transición interno desde el diámetro de la tubería al diámetro de la sarta de tubería. En el interior de la pared de la tubería hay un hueco anular de un dispositivo de bloqueo para la instalación en la tubería de insertos cilíndricos reemplazables diseñados para cumplir con ciertas regulaciones tecnológicas para el funcionamiento del pozo, que se introducen en la tubería a través de la cavidad de la sarta de tubería y Instalado herméticamente en la tubería mediante sellos con posibilidad de alineación y/o superposición de ranuras trapezoidales anulares con orificios radiales en la tubería y en insertos cilíndricos reemplazables. Se pueden instalar insertos cilíndricos reemplazables en la tubería para realizar operaciones tecnológicas de las regulaciones de operación del pozo: lavar el anillo del empacador superior o lavar la bomba de accionamiento eléctrico sumergible, o extraer gas del anillo del empacador inferior o producir petróleo con una bomba eléctrica sumergible. bomba de accionamiento y otros insertos reemplazables. Los insertos cilíndricos reemplazables contienen un elemento de dispositivo de bloqueo que interactúa con un receso anular recíproco en el interior de la pared de la tubería, manteniendo el inserto cilíndrico en la tubería en una posición determinada, y una ranura anular para enganchar los insertos reemplazables con una herramienta de agarre para bajar. desde la superficie del pozo hacia la tubería y retirándolos a través de las tuberías de la cavidad de la columna. 6 salario mosca, 5 enfermos.
La invención se refiere al campo de la construcción, operación y reparación de pozos de petróleo, gas y otros, concretamente a opciones de diseño para empacadores perforables. El empacador contiene un cilindro con un tope fijo, un elemento de sellado, conos y empuñaduras inferior y superior y una tuerca partida. El anclaje superior está equipado además con un empujador. Los conos, el tope fijo y el empujador tienen ranuras en forma de T o cola de milano. Las empuñaduras en ambos extremos están equipadas con protuberancias en forma de contra, formando un par cinemático deslizante de deslizador y guía con piezas acopladas. La invención mejora la fiabilidad del empacador en la posición de aterrizaje y reduce la duración de su perforación. 2 n.p. volar y 3 enfermos.
La invención se refiere a métodos para eliminar fugas en columnas de producción. Un método para eliminar fugas en las sartas de producción incluye estudiar la ubicación y la extensión del intervalo de fuga de la sarta, ensamblar un empacador de obstrucción, bajar el empacador al pozo y mover el empacador a la posición de trabajo. El cilindro obturador está formado por elementos de sellado de protección (elastómeros), así como por elementos de sellado superiores e inferiores (elastómeros). Los elementos de sellado están separados entre sí mediante insertos restrictivos. El empacador está equipado con unidades de anclaje. La longitud del cilindro obturador excede la longitud del intervalo de fuga. El empacador se baja al pozo en una posición de transporte en la que su diámetro exterior es menor que el diámetro del orificio de la sarta. Cuando se alcanza el intervalo planificado, el empacador se transfiere a la posición de trabajo con los elementos de sellado de protección expandiéndose bajo carga hasta el diámetro interno de la sarta de producción y los elementos de sellado superior e inferior hasta sellar el espacio de la sarta-empaquetador por encima y por debajo del se alcanza el intervalo de fuga. Las limitaciones de la expansión de los elementos de blindaje están reguladas por inserciones restrictivas internas. El método permite eliminar el derrame de lodos que contienen rocas o piedra de cemento y reducir la tasa de accidentes durante la operación del pozo. 1 salario mosca, 1 enfermo.
La invención se refiere a dispositivos de empaque para sellar el anillo o anillo de pozos. Un empacador de pozos incluye una carcasa con un elemento de sellado colocado sobre ella, una unidad de empaque para un elemento de sellado mecánico y una unidad de empaque adicional para un elemento de sellado hidromecánico. La unidad de embalaje se encuentra encima del elemento de sellado. La unidad de empaque adicional se coloca debajo del elemento de sellado y está diseñada para activarse cuando la presión hidrostática en el pozo disminuye a un valor específico durante el desarrollo u operación del pozo. Al mismo tiempo, durante el empaquetamiento adicional del elemento de sellado, es posible controlar la estanqueidad del elemento de sellado y regular el grado de reducción de la presión hidrostática en el pozo. La invención mejora la confiabilidad del funcionamiento del packer debido a la posibilidad de transferirlo a la posición de trabajo por las cargas que actúan durante el desarrollo u operación del pozo. 3 enfermos.
