RU2588021C1 - Устройство для разобщения отдельных участков ствола скважины - Google Patents
Устройство для разобщения отдельных участков ствола скважины Download PDFInfo
- Publication number
- RU2588021C1 RU2588021C1 RU2015124191/03A RU2015124191A RU2588021C1 RU 2588021 C1 RU2588021 C1 RU 2588021C1 RU 2015124191/03 A RU2015124191/03 A RU 2015124191/03A RU 2015124191 A RU2015124191 A RU 2015124191A RU 2588021 C1 RU2588021 C1 RU 2588021C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- sealing element
- individual sections
- tubing
- separating individual
- metal
- Prior art date
Links
- 238000000926 separation method Methods 0.000 title abstract description 4
- 238000007789 sealing Methods 0.000 claims abstract description 52
- 239000000463 material Substances 0.000 claims abstract description 16
- 229920002748 Basalt fiber Polymers 0.000 claims abstract description 14
- XAGFODPZIPBFFR-UHFFFAOYSA-N aluminum Chemical compound [Al] XAGFODPZIPBFFR-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 13
- 229920001967 Metal rubber Polymers 0.000 claims abstract description 7
- 238000010168 coupling process Methods 0.000 claims abstract description 7
- 238000005859 coupling reaction Methods 0.000 claims abstract description 7
- 229910052751 metal Inorganic materials 0.000 claims abstract description 6
- 239000002184 metal Substances 0.000 claims abstract description 6
- 239000002923 metal particle Substances 0.000 claims abstract description 6
- 230000037250 Clearance Effects 0.000 claims abstract description 3
- 230000035512 clearance Effects 0.000 claims abstract description 3
- 239000011248 coating agent Substances 0.000 claims description 4
- 238000000576 coating method Methods 0.000 claims description 4
- 239000010936 titanium Substances 0.000 claims description 4
- 229910052719 titanium Inorganic materials 0.000 claims description 4
- RTAQQCXQSZGOHL-UHFFFAOYSA-N titanium Chemical compound [Ti] RTAQQCXQSZGOHL-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 4
- UONOETXJSWQNOL-UHFFFAOYSA-N Tungsten carbide Chemical compound [W+]#[C-] UONOETXJSWQNOL-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 2
- 229910052782 aluminium Inorganic materials 0.000 abstract description 8
- 230000000694 effects Effects 0.000 abstract description 3
- 239000000126 substance Substances 0.000 abstract description 3
- 229920002313 fluoropolymer Polymers 0.000 abstract description 2
- 239000004411 aluminium Substances 0.000 abstract 1
- 238000005065 mining Methods 0.000 abstract 1
- 239000000843 powder Substances 0.000 abstract 1
- 239000003921 oil Substances 0.000 description 12
- 239000003795 chemical substances by application Substances 0.000 description 10
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 description 9
- 230000035699 permeability Effects 0.000 description 9
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 description 8
- 239000010425 asbestos Substances 0.000 description 7
- 238000007906 compression Methods 0.000 description 7
- 230000018109 developmental process Effects 0.000 description 7
- 239000010439 graphite Substances 0.000 description 7
- 229910002804 graphite Inorganic materials 0.000 description 7
- 239000002245 particle Substances 0.000 description 7
- 229910052895 riebeckite Inorganic materials 0.000 description 7
- OKTJSMMVPCPJKN-UHFFFAOYSA-N carbon Chemical compound [C] OKTJSMMVPCPJKN-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 6
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 5
- 239000010426 asphalt Substances 0.000 description 4
- 238000005755 formation reaction Methods 0.000 description 4
- 238000000034 method Methods 0.000 description 4
- 230000004048 modification Effects 0.000 description 4
- 238000006011 modification reaction Methods 0.000 description 4
- 239000011435 rock Substances 0.000 description 4
- 239000000565 sealant Substances 0.000 description 4
- 241000013987 Colletes Species 0.000 description 3
- 210000002445 Nipples Anatomy 0.000 description 3
- 238000006243 chemical reaction Methods 0.000 description 3
- 230000001808 coupling Effects 0.000 description 3
- 238000011065 in-situ storage Methods 0.000 description 3
- 238000003825 pressing Methods 0.000 description 3
- 239000003566 sealing material Substances 0.000 description 3
- 239000010459 dolomite Substances 0.000 description 2
- 229910000514 dolomite Inorganic materials 0.000 description 2
- 239000000835 fiber Substances 0.000 description 2
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 description 2
- 238000009413 insulation Methods 0.000 description 2
- 239000002105 nanoparticle Substances 0.000 description 2
- 230000002787 reinforcement Effects 0.000 description 2
- 230000003014 reinforcing Effects 0.000 description 2
- 229910001220 stainless steel Inorganic materials 0.000 description 2
- 238000003786 synthesis reaction Methods 0.000 description 2
- 230000002194 synthesizing Effects 0.000 description 2
- 230000003313 weakening Effects 0.000 description 2
- PNEYBMLMFCGWSK-UHFFFAOYSA-N AI2O3 Inorganic materials [O-2].[O-2].[O-2].[Al+3].[Al+3] PNEYBMLMFCGWSK-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 229920000049 Carbon (fiber) Polymers 0.000 description 1
- 239000004215 Carbon black (E152) Substances 0.000 description 1
- 210000004544 DC2 Anatomy 0.000 description 1
- 210000004907 Glands Anatomy 0.000 description 1
- 210000001503 Joints Anatomy 0.000 description 1
- 230000002730 additional Effects 0.000 description 1
- 239000000654 additive Substances 0.000 description 1
- 230000032683 aging Effects 0.000 description 1
- 238000004458 analytical method Methods 0.000 description 1
- 239000004760 aramid Substances 0.000 description 1
- 229920003235 aromatic polyamide Polymers 0.000 description 1
- 229910052799 carbon Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000004917 carbon fiber Substances 0.000 description 1
- 229910052729 chemical element Inorganic materials 0.000 description 1
- 238000001311 chemical methods and process Methods 0.000 description 1
- 238000004140 cleaning Methods 0.000 description 1
- 150000001875 compounds Chemical class 0.000 description 1
- 230000003247 decreasing Effects 0.000 description 1
- 238000006073 displacement reaction Methods 0.000 description 1
- 238000006056 electrooxidation reaction Methods 0.000 description 1
- 238000000605 extraction Methods 0.000 description 1
- 239000012530 fluid Substances 0.000 description 1
- 238000005187 foaming Methods 0.000 description 1
- 239000011888 foil Substances 0.000 description 1
- 239000012535 impurity Substances 0.000 description 1
- 239000004615 ingredient Substances 0.000 description 1
- 238000002347 injection Methods 0.000 description 1
- 239000007924 injection Substances 0.000 description 1
- 229910052500 inorganic mineral Inorganic materials 0.000 description 1
- 238000009434 installation Methods 0.000 description 1
- 230000002530 ischemic preconditioning Effects 0.000 description 1
- 229910044991 metal oxide Inorganic materials 0.000 description 1
- 150000004706 metal oxides Chemical class 0.000 description 1
- 150000002739 metals Chemical class 0.000 description 1
- 239000011707 mineral Substances 0.000 description 1
- 239000000203 mixture Substances 0.000 description 1
- 229910021382 natural graphite Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000004058 oil shale Substances 0.000 description 1
- 239000012188 paraffin wax Substances 0.000 description 1
- ISWSIDIOOBJBQZ-UHFFFAOYSA-N phenol Chemical compound OC1=CC=CC=C1 ISWSIDIOOBJBQZ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 238000000197 pyrolysis Methods 0.000 description 1
- 239000002994 raw material Substances 0.000 description 1
- 238000011084 recovery Methods 0.000 description 1
- 238000007670 refining Methods 0.000 description 1
- 230000001105 regulatory Effects 0.000 description 1
- 230000036633 rest Effects 0.000 description 1
- 239000000243 solution Substances 0.000 description 1
- 239000002904 solvent Substances 0.000 description 1
- WFKWXMTUELFFGS-UHFFFAOYSA-N tungsten Chemical compound [W] WFKWXMTUELFFGS-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 229910052721 tungsten Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000010937 tungsten Substances 0.000 description 1
- 238000003466 welding Methods 0.000 description 1
- HCHKCACWOHOZIP-UHFFFAOYSA-N zinc Chemical compound [Zn] HCHKCACWOHOZIP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 229910052725 zinc Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000011701 zinc Substances 0.000 description 1
- QCWXUUIWCKQGHC-UHFFFAOYSA-N zirconium Chemical compound [Zr] QCWXUUIWCKQGHC-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 229910052726 zirconium Inorganic materials 0.000 description 1
Images
Abstract
Изобретение относится к устройствам для разобщения отдельных участков ствола скважины. Техническим результатом является обеспечение возможности работы при высоких давлении и температуре. Устройство для разобщения отдельных участков ствола скважины содержит трубы НКТ, уплотнительный элемент цилиндрической формы, установленный концентрично трубе НКТ между ней и обсадной трубой. Уплотнительный элемент выполнен из трех частей: верхней, изготовленной из материала, имеющего относительно низкий коэффициент температурного расширения, средней, изготовленной из металлорезины, и нижней, имеющей относительно высокий коэффициент температурного расширения. При этом все части без осевого зазора установлены между верхним упором, жестко связанным с трубой НКТ, и поршнем, установленным под уплотнительным элементом. На конце нижней трубы НКТ установлено опорное сопло-муфта. Верхняя часть уплотнительного элемента изготовлена из графлекса, нижняя часть уплотнительного элемента изготовлена из базальтового волокна, имеющего диаметр от 0,5 до 3,5 мкм, базальтовое волокно насыщено частицами металла. В качестве металла для насыщения применена алюминиевая пудра. 6 з.п. ф-лы, 2 ил., 1 табл.
Description
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть использовано при разработке месторождений природных битумов, тяжелых и высоковязких нефтей, а также для комплексного освоения нефтеносных сланцевых плеев.
Конкретно предложен высокотемпературный скважинный пакер для тепловых методов увеличения нефтеотдачи (МУН).
По данным World Energy Council, геологические запасы природных битумов, тяжелых и высоковязких нефтей в России суммарно составляют 55 млрд тонн, а их месторождения в России сосредоточены, главным образом, в Волго-Уральской (Татарстан, Удмуртия, Башкортостан, Самарская область и Пермский край), Восточно-Сибирской (Тунгусский бассейн) и Тимано-Печорской нефтегазоносных провинциях. Современная концепция внутрипластового ретортинга, предполагающая внутрипластовую конверсию тяжелых углеводородов в их более легкие формы, требует использования высокотемпературного теплового воздействия на продуктивные пласты, при котором температура рабочего агента, преимущественно в форме перегретого пара, может достигать 500°C.
Но наиболее значительные запасы углеводородов России все же сосредоточены в Баженовской свите, причем большая их часть сосредоточена в керогене - около 383,1 млрд тонн. Содержание же нефти низкопроницаемых пород в продуктивных пластах Баженовской свиты не превышает 22 млрд тонн. По мнению экспертов отрасли, освоение Баженовской свиты, основанное только на извлечении нефти низкопроницаемых пород и без вовлечения в активную разработку керогена, малоперспективно и убыточно. В свою очередь, вовлечение в активную разработку керогена также предполагает использование высокотемпературных тепловых МУН для его внутрипластовой пиролизации. При этом в продуктивный пласт должен инжектироваться рабочий агент в форме воды, находящейся в сверхкритическом состоянии (СК-вода), и имеющий следующие термобарические характеристики: давление до 45 МПа и температура до 500°C.
Технологическая схема высокотемпературного теплового воздействия на продуктивные пласты, содержащие природные битумы, тяжелые и высоковязкие нефти, а также кероген, предусматривает использование термостойкого пакера. Но таких термостойких пакеров, способных работать при температуре до 500°C, нет ни в России, ни за рубежом. Необходимость же работы термостойкого пакера в присутствии высоких давлений (до 45 МПа) еще более усугубляет названную проблему.
Так, например, известен термостойкий пакер "ArrowTherm Mechanical-Set Thermal Packer" компании Weatherford, который может эксплуатироваться при давлении до 20,68 МПа и температуре до 288°C. В случае необходимости по специальному заказу компанией Weatherford может быть изготовлена более совершенная модификация этого же термостойкого пакера для эксплуатации при температуре до 343°C («Каталог пакеров», Weatherford, 2005-2010 гг., стр. 86).
Также известен термостойкий пакер "ХНР Premium Production Packer" компании Schlumberger, который способен работать при очень высоких давлениях до 103 МПа, но не может эксплуатироваться при температуре выше 218°C («Каталог пакеров», Schlumberger, 2009 г., стр. 17).
Известны способ и устройство для разработки вязкой нефти по патенту РФ на изобретение №2548639, МПК Е21В 33/128, опубл. 20.04.2015 г. (прототип).
Это устройство для разобщения полостей скважин (пакер) выполнено с радиальным расширением под действием осевого давления.
С целью повышения герметичности установки пакера в скважине пакер опорно-механический содержит ствол, телескопически соединенный посредством манжет с опорным ниппелем с возможностью их осевого перемещения между собой. Ствол оснащен кольцевым уплотнением, присоединительной муфтой, регулировочной гайкой с верхним нажимным кольцевым упором, установленной на муфте с возможностью регулирования положения кольцевого уплотнения на стволе между упорами на регулировочной гайке и на втулке, соединенной с опорным ниппелем. Во втулке выполнена ступенчатая поверхность, упирающаяся уступом ступени в буртик на стволе. На буртике выполнена канавка, взаимодействующая со срезными штифтами, установленными во втулке. На стволе выполнены треугольные насечки, взаимодействующие с цангой, внутри которой выполнены ответные треугольные насечки и наружный конус. Цанга расположена в полости втулки с упором в торец опорного ниппеля и удерживается от осевых перемещений стопорным кольцом с внутренним конусом, взаимодействующим с наружным конусом цанги для фиксации кольцевого уплотнения в сжатом состоянии, с возможностью перемещения вдоль ствола на длину, большую величине сжатия кольцевого уплотнения с радиальным расширением, до герметичного разобщения полости скважины. Стопорное кольцо выполнено с канавкой под дополнительные срезные штифты, установленные во втулке.
Недостаток известного изобретения заключается в невозможности работы устройства при высоких давлениях (до 45 МПа) и температурах (до 500°С).
Задачей заявленного изобретения, совпадающей с техническим результатом, является обеспечение возможности работы заявленного устройства при высоких рабочих давлениях (до 45 МПа) и температурах (до 500°С).
Решение указанных задач достигнуто в устройстве для разобщения отдельных участков ствола скважины, содержащем трубы НКТ, уплотнительный элемент цилиндрической формы, установленный концентрично трубе НКТ между ней и обсадной трубой, тем, что уплотнительный элемент выполнен из трех частей: верхней, изготовленной из материала, имеющего относительно низкий коэффициент температурного расширения, средней, изготовленной из металлорезины, и нижней, имеющей относительно высокий коэффициент температурного расширения, при этом все части без осевого зазора установлены между верхним упором, жестко связанным с трубой НКТ, и поршнем, установленным под уплотнительным элементом, на конце нижней трубы НКТ установлено опорное сопло-муфта, верхняя часть уплотнительного элемента изготовлена из графлекса, нижняя часть уплотнительного элемента изготовлена из базальтового волокна, имеющего диаметр от 0,5 до 3,5 мкм, базальтовое волокно насыщено частицами металла, а в качестве металла для насыщения применена алюминиевая пудра.
Металлорезина может быть выполнена из спрессованной нержавеющей проволоки. Нижняя труба НКТ может быть выполнена из титана.
Опорное сопло-муфта может быть выполнено из карбида вольфрама.
Над поршнем может быть установлено упорное кольцо с внутренней конической поверхностью, обращенной к уплотнительному элементу.
На трубы НКТ может быть нанесено теплоизоляционное покрытие.
Устройство может быть выполнено с возможностью работы при давлении до 70 МПа и температуре до 800°С.
Сущность изобретения поясняется фиг. 1 и 2, где
на фиг. 1 приведен вид заявленного устройства;
на фиг. 2 приведено устройство с теплоизолированными трубами НКТ.
Заявленное устройство (фиг. 1) содержит сверху вниз: трубы НКТ 1 (насосно-компрессорные трубы), соединительные муфты 2, нижнюю трубу НКТ 3, которая изготовлена из титана, уплотнительный элемент 4, установленный концентрично нижней трубе НКТ 3. Уплотнительный элемент 4 выполнен из трех участков: верхнего 5, среднего 6 и нижнего 7, и установлен между верхним и нижним ограничителями 8 и поршнем 9 без осевого зазора. Верхняя часть 5 изготовлена из материала, имеющего относительно низкий коэффициент температурного расширения, средняя часть изготовлена из металлорезины и нижняя часть изготовлена из материала, имеющего относительно высокий коэффициент температурного расширения.
Конкретно предложено верхнюю часть 5 уплотнительного элемента 4 изготовить из графлекса, нижнюю часть 7 уплотнительного элемента 4 изготовить из супертонкого базальтового волокна, имеющего диаметр от 0,5 до 3,5 мкм. Базальтовое волокно может быть насыщено частицами металла. В качестве металла для насыщения может быть применена алюминиевая пудра.
Металлорезина для средней части 6 может быть выполнена из спрессованной нержавеющей проволоки. Она свободно выдерживает температуры до 800°С.
Верхний ограничитель 8 жестко закреплен на нижней трубе НКТ 3 любым известным способом: сваркой, на резьбе и т.д. Поршень 9 выполнен с направляющей втулкой 10 и установлен с возможностью осевого перемещения на нижней трубе НКТ 3. Над поршнем 9 установлено кольцо 11 с внутренней конической поверхностью для повышения эффективности сжатия нижней части 7 уплотнительного элемента 4.
Уплотнительный элемент 4 размещен внутри обсадной трубы 12 в полости 13 между осадной колонной 12 и нижней трубой НКТ 3. Внутри нижней трубы НКТ 3 образуется полость 14. В нижней части обсадной колонны 12 выполнена перфорация 15.
Далее (ниже) на нижней трубе НКТ 3 установлено сопло-муфта 16, выходное отверстие 17 которого сообщает полость 11 внутри нижней трубы НКТ 3 с продуктивным пластом 18.
На трубах НКТ 1 может быть нанесено теплоизоляционное покрытие 19 (фиг. 2).
На нижней трубе НКТ 3 теплоизоляционное покрытие не нанесено.
РАБОТА УСТРОЙСТВА
Работает заявленное устройство следующим образом (фиг. 1-2).
Бурят скважину нагнетательную для закачки горячего агента в продуктивный пласт 15 и устанавливают в нее обсадную колонну 9, собирают компоновку согласно фиг. 1.
Подают горячий рабочий агент по трубам НКТ 1 в кольцевой зазор 10. Материал нижнего участка 6 уплотнительного элемента 4, выполненный из супертонкого базальтового волокна, имеющего диаметр от 0,5 до 3,5 мкм, насыщенного алюминиевой пудрой, значительно увеличивается в объеме и спрессовывает верхний участок 5 в осевом направлении, при этом он (верхний участок 5) расширяется в радиальном направлении и перекрывает зазор между обсадной трубой 9 и нижней трубой НКТ 3.
Верхняя часть 5 уплотнительного элемента, изготовленная из графлекса, расширяется незначительно из-за того, что графит имеет низкий коэффициент температурного расширения.
В результате полость 10 разобщается уплотнительным элементом 4.
Извлечение заявленного устройства из скважины осуществляют после прекращения подачи горячего агента путем подъема труб НКТ 1 вверх. При этом уплотнительный элемент 4 разжимается, а подвижный элемент сжатия 8 возвращается в исходное положение и опирается на опорное сопло-муфту 14.
Одной из основных отличительных функциональных особенностей заявленного изобретения является то, что заявленное устройство является саморегулируемым устройством. Это выражается в том, что, чем выше давление рабочего агента на забое скважины, в подпакерной зоне, тем более плотным и менее проницаемым становится уплотнительный элемент 6 и тем плотнее фрикционная поверхность уплотнительного элемента 6 прижимается к внутренней поверхности обсадной трубы 5.
Верхняя часть 5 уплотнительного элемента 4 выполнена из графлекса.
Графлекс - это совокупность уплотнителей и набивок, изготовленных из терморасширенного графита (ТРГ), углеродного низкотемпературного волокна, экспандированного фторопласта и арамидной пряжи. В процессе технологического производства все эти ингредиенты могут быть скомбинированы с другими разнообразными пропитками и добавками.
Современные научные разработки позволяют развивать новые технологии производства уплотнителей различной сложности. В основу материалов серии Графлекс входит природный графит - минерал слоистой структуры, являющийся аллотропной модификацией углерода. Графит обладает уникальными химическими свойствами, позволяющими изготавливать из него материалы, используемые для герметизации в любых температурных средах. Процесс производства продукции Графлекс основан на нанотехнологиях, когда в кристаллическую решетку графита внедряются молекулы различных химических элементов. Затем образовавшееся соединение очищают от посторонних примесей и подвергают термическому вспениванию. В результате получается продукция группы Графлекс.
Ранее, для уплотнения фланцевых соединений, арматурных штоков, центробежных насосов и сальников, применялись уплотнители и набивки на основе асбеста. Но многолетняя практика применения этих материалов показала, что они имеют конкретные недостатки. Асбестовые уплотнители способствовали выгоранию их компонентов, вызывая ослабление затяжки. Это приводило к разгерметизации узла уплотнения. Повышалась электрохимическая коррозия элементов оборудования, которые контактировали с асбестовым уплотнителем. Чтобы обеспечивать нужную герметизацию, приходилось увеличивать высоту сальниковой камеры. Уплотнители из асбеста с высоким коэффициентом трения увеличивают мощность привода, что приводит к быстрому старению и износу втулок валов насоса и арматурных штоков.
На сегодняшний день уплотняющие материалы из терморасширенного графита нашли широкое применение во всем мире. Такие набивки и уплотнители выдерживают различные температуры и давление, рассчитаны на неограниченный срок эксплуатации и невосприимчивы к износу.
В перечень современных уплотнительных материалов нового поколения, которые известны под общим названием Графлекс, входят:
- сальниковая набивка для фланцевых соединений, арматуры и насосов;
- различные прокладки;
- графитовая фольга;
- плетеные набивки;
- графитовые кольца;
- листы графитовые армированные и неармированные.
Чтобы поддерживать высокое качество выпускаемой продукции, практикуется полный цикл производства. Процесс начинается с переработки сырья до формирования и выпуска готовой продукции.
Сальниковые уплотнители, набивки и прокладки являются самой распространенной продукцией среди мягких уплотнителей. Существует около 40 видов данной продукции. Температурный диапазон эксплуатации набивок колеблется от -200°C до +560°C. Прокладки Графлекс используются для уплотнения трубопроводов, насосов, соединительной арматуры и составных частей различного оборудования, применяемого в нефтеперерабатывающей, газовой и химической отраслях промышленности.
Продукция Графлекс значительно снижает расход уплотнителей на определенный сальниковый узел и надежно сохраняет его герметизацию. Если раньше для укладки в сальниковую камеру применяли от 8 до 18 колец, то сегодня их применение уменьшилось до 4-6 штук. Уменьшение количества колец уплотнения привело к значительному сокращению глубины сальниковой камеры, что повлекло за собой понижение металлоемкости арматуры. Выпускаемая новая арматура получила конструкцию самих сальниковых камер, предназначенных для использования уплотнителей Графлекс. Этот метод предусматривает установку в камеру особой втулки - проставки. Таким образом, было достигнуто меньшее количество колец в сальниковой камере, избыток которых не позволил бы обжать их качественно. Не до конца зажатые кольца могут привести к перемещению штока и ослаблению сальникового уплотнения, что может нарушить герметизацию.
Группа уплотнителей Графлекс эффективно используется в агрессивных средах. Эти материалы применяются в сальниках центробежных поршневых насосов, которые работают в таких средах. Применение уплотнителей Графлекс в плунжерных и центробежных насосах, работающих на битуме, феноле и различных растворителях, обеспечивает продолжительную эксплуатацию данных механизмов. Например, если раньше центробежный насос, работающий с тяжелым газойлем, выдерживал асбестовые уплотнители 10 часов, то теперь с применением Графлекс срок службы уплотняющего материала повысился до 2,5 суток. Плунжерный насос с асбестовым уплотнителем работал с парафином около 20 суток, но с материалом Графлекс его работа увеличилась до 4 месяцев.
Приведем некоторые показатели отличий уплотнений арматуры в табл. 1.
Преимущество уплотнителей и набивок Графлекс налицо. Проделанный анализ эксплуатации материалов говорит о том, что уплотнителя Графлекс требуется в 3-4 раз меньше, чем изделий из асбеста. В итоге, экономия материалов увеличивается в 3-8 раз.
Имея пониженный коэффициент трения, продукция Графлекс более чем в три раза снижает затраты энергии, расходуемой на привод насоса. Такие затраты полностью покрывают расходы на приобретение материалов группы Графлекс.
Нижняя часть 6 уплотнительного элемента 4 выполнена из предварительно спрессованного супертонкого базальтового волокна, имеющего средний диаметр 0,002 мм (или в диапазоне от 0,5 до 3 мкм). Именно диаметр волокна в основе определяет проницаемость уплотнительного элемента. Чем он меньше, тем эффективность уплотнительного элемента выше. Так, например, если диаметр какого-либо используемого волокна относительно большой, например 0,1 мм, то изготовленный из такого материала уплотнительный элемент будет обладать высокой проницаемостью, сопоставимой с проницаемостью мелкозернистого песчаника, имеющего размер зерен от 0,1 до 0,25 мм. Используемое сверхтонкое базальтовое волокно имеет малый диаметр и, изготовленный из него и окончательно спрессованный в скважине под действием давления рабочего агента уплотнительный элемент обладает сверхнизкой проницаемостью, сопоставимой с проницаемостью тонкозернистых известково-доломитовых пород, имеющих размер зерен от 0,001 до 0,01 мм. Менее проницаемой для флюидов может быть только колоидозернистая известково-доломитовая порода, имеющая размер зерен менее 0,001 мм.
Уплотнительный элемент в процессе его изготовления и до начала его предварительного спрессовывания насыщается частицами различных металлов, таких как алюминий, цинк, цирконий, вольфрам и т.д. В предпочтительном варианте изобретения используется алюминиевая пудра ПАП-2, имеющая средний линейный размер частиц от 0,02 до 0,03 мм. При подаче высокотемпературного рабочего агента на забой скважины уплотнительный элемент нагревается и за счет теплового расширения сверхтонкого базальтового волокна и частиц алюминия плотность его увеличивается, а проницаемость, напротив, еще более уменьшается. Степень прижатия уплотнительного элемента к внутренней поверхности обсадной трубы также возрастает. В этом процессе более значимую роль играют частицы алюминия, так как коэффициент температурного расширения (КТР) алюминия (КТР=0,000024 м/(м·°C)) в 3,69 раза выше коэффициента температурного расширения базальта (КТР=0,0000065 м/(м·°C)). Примечание: Размерность КТР, -м/(м·°C) или 1/°C - показывает на сколько (в метрах) удлинится материал при увеличении его температуры на 1 градус °C. Также следует отметить и то, что супертонкое базальтовое волокно начинает спекаться только при температуре, превышающей 1100°C. В результате названного выше процесса теплового воздействия на уплотнительный элемент его проницаемость на микроуровне заметно снижается.
При установке заявленного устройства на забое скважины и после подачи на забой скважины высокотемпературного рабочего агента высокого давления, представляющего собой воду, находящуюся в сверхкритическом состоянии, инициируется химическая реакция окисления некоторой части частиц алюминия в сверхкритической воде. В процессе реакции из некоторой части частиц алюминия, имеющих размер от 0,02 до 0,03 мм, синтезируются наночастицы оксида алюминия, которые имеют размер от 0,00002 до 0,0004 мм (от 20 до 400 нм). Результатом названного выше химического процесса синтеза наночастиц алюминия в СК-воде является уменьшение проницаемости уплотнительного элемента на наноуровне.
Таким образом, максимально возможная низкая проницаемость уплотнительного элемента достигается за счет осуществления следующих трех основных процессов:
- предварительного механического сжатия уплотнительного элемента в процессе его изготовления и окончательного его сжатия на забое скважины под действием давления рабочего агента;
- теплового расширения супертонкого базальтового волокна и частиц металлов, которыми насыщен уплотнительный элемент; и
- синтеза наноразмерных частиц оксидов металлов из некоторой части частиц металлов, которыми насыщен уплотнительный элемент.
Для обеспечения еще более плотного прижатия уплотнительного элемента к стенкам скважины, воспринимающая уплотнительный элемент часть опорного элемента и поджимающая уплотнительный элемент часть подвижного элемента сжатия выполнены в форме конуса, что при сжатии уплотнительного элемента создает дополнительный эффект расклинивания уплотнительного элемента. В силу значительных силовых нагрузок в присутствии высоких температур все элементы заявленного устройства в предпочтительном варианте выполнены из титана. Результатом использования заявленного устройства является надежное разобщение отдельных участков ствола скважины в процессе использования тепловых МУН при давлении до 70 МПа и температуре до 600°C.
Несмотря на то что настоящее изобретение описывается на представленном примере, возможны различные модификации, не противоречащие основным принципам изобретения. Поэтому настоящее изобретение следует рассматривать как относящееся к любым подобным модификациям в пределах существа изобретения.
Claims (7)
1. Устройство для разобщения отдельных участков ствола скважины, содержащее трубы НКТ, уплотнительный элемент цилиндрической формы, установленный концентрично трубе НКТ между ней и обсадной трубой, отличающееся тем, что уплотнительный элемент выполнен из трех частей: верхней, изготовленной из материала, имеющего относительно низкий коэффициент температурного расширения, средней, изготовленной из металлорезины, и нижней, имеющей относительно высокий коэффициент температурного расширения, при этом все части без осевого зазора установлены между верхним упором, жестко связанным с трубой НКТ, и поршнем, установленным под уплотнительным элементом, на конце нижней трубы НКТ установлено опорное сопло-муфта, верхняя часть уплотнительного элемента изготовлена из графлекса, нижняя часть уплотнительного элемента изготовлена из базальтового волокна, имеющего диаметр от 0,5 до 3,5 мкм, базальтовое волокно насыщено частицами металла, а в качестве металла для насыщения применена алюминиевая пудра.
2. Устройство для разобщения отдельных участков ствола скважины по п. 1, отличающееся тем, что металлорезина выполнена из спрессованной нержавеющей проволоки.
3. Устройство для разобщения отдельных участков ствола скважины по п. 1, отличающееся тем, что нижняя труба НКТ выполнены из титана.
4. Устройство для разобщения отдельных участков ствола скважины по п. 1, отличающееся тем, что опорное сопло-муфта выполнено из карбида вольфрама.
5. Устройство для разобщения отдельных участков ствола скважины по п. 1, отличающееся тем, что над поршнем установлено упорное кольцо с внутренней конической поверхностью, обращенной к уплотнительному элементу.
6. Устройство для разобщения отдельных участков ствола скважины по п. 1, отличающееся тем, что на трубы НКТ нанесено теплоизоляционное покрытие.
7. Устройство для разобщения отдельных участков ствола скважины по п. 1, отличающееся тем, что оно выполнено с возможностью работы при давлении до 70 МПа и температуре до 800°С.
Publications (1)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
RU2588021C1 true RU2588021C1 (ru) | 2016-06-27 |
Family
ID=
Cited By (1)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
RU2782913C1 (ru) * | 2022-04-01 | 2022-11-07 | Акционерное общество "Камско-Волжское акционерное общество резинотехники "КВАРТ" | Термостойкий водонабухающий пакер |
Citations (8)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US4234197A (en) * | 1979-01-19 | 1980-11-18 | Baker International Corporation | Conduit sealing system |
SU1234378A1 (ru) * | 1982-10-14 | 1986-05-30 | Всесоюзный Научно-Исследовательский И Проектный Институт "Теплопроект" | Способ очистки минерального волокна и устройство дл его осуществлени |
SU1716087A1 (ru) * | 1989-04-14 | 1992-02-28 | Западно-Сибирский научно-исследовательский и проектно-конструкторский институт технологии глубокого разведочного бурения | Надувной гидравлический пакер |
SU1740630A1 (ru) * | 1989-10-03 | 1992-06-15 | В.Л.Дмитриев | Устройство дл подвески и герметизации потайной обсадной колонны |
RU2012786C1 (ru) * | 1991-05-07 | 1994-05-15 | Производственное объединение "Татнефть" | Способ разработки залежи с тяжелыми и вязкими нефтями |
RU2149973C1 (ru) * | 1998-03-30 | 2000-05-27 | Шадрин Лев Николаевич | Способ бурения наклонно направленной и горизонтальной разведочной или добывающей скважины на нефть и газ |
RU2422621C2 (ru) * | 2005-02-25 | 2011-06-27 | Бейкер Хьюз Инкорпорейтед | Перепускной инструмент с несколькими отверстиями для гидроразрыва с установкой фильтра и снижения уровня эрозии |
RU2490425C1 (ru) * | 2012-02-27 | 2013-08-20 | Сергей Аршавирович Акопов | Уплотнительный элемент пакера |
Patent Citations (8)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US4234197A (en) * | 1979-01-19 | 1980-11-18 | Baker International Corporation | Conduit sealing system |
SU1234378A1 (ru) * | 1982-10-14 | 1986-05-30 | Всесоюзный Научно-Исследовательский И Проектный Институт "Теплопроект" | Способ очистки минерального волокна и устройство дл его осуществлени |
SU1716087A1 (ru) * | 1989-04-14 | 1992-02-28 | Западно-Сибирский научно-исследовательский и проектно-конструкторский институт технологии глубокого разведочного бурения | Надувной гидравлический пакер |
SU1740630A1 (ru) * | 1989-10-03 | 1992-06-15 | В.Л.Дмитриев | Устройство дл подвески и герметизации потайной обсадной колонны |
RU2012786C1 (ru) * | 1991-05-07 | 1994-05-15 | Производственное объединение "Татнефть" | Способ разработки залежи с тяжелыми и вязкими нефтями |
RU2149973C1 (ru) * | 1998-03-30 | 2000-05-27 | Шадрин Лев Николаевич | Способ бурения наклонно направленной и горизонтальной разведочной или добывающей скважины на нефть и газ |
RU2422621C2 (ru) * | 2005-02-25 | 2011-06-27 | Бейкер Хьюз Инкорпорейтед | Перепускной инструмент с несколькими отверстиями для гидроразрыва с установкой фильтра и снижения уровня эрозии |
RU2490425C1 (ru) * | 2012-02-27 | 2013-08-20 | Сергей Аршавирович Акопов | Уплотнительный элемент пакера |
Cited By (1)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
RU2782913C1 (ru) * | 2022-04-01 | 2022-11-07 | Акционерное общество "Камско-Волжское акционерное общество резинотехники "КВАРТ" | Термостойкий водонабухающий пакер |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
CN109681190B (zh) | 高温高压气井水泥环密封完整性评价系统 | |
US5803178A (en) | Downwell isolator | |
US20190264549A1 (en) | Well artificial lift operations with sand and gas tolerant pump | |
AU2016395858B2 (en) | Sealing apparatus for high pressure high temperature (HPHT) applications | |
RO129378A2 (ro) | Plunger pentru pompe de mare adâncime | |
RU2595017C1 (ru) | Устройство для разобщения отдельных участков ствола скважины | |
CN106894784B (zh) | 高温高压封隔器及耐温耐压胶筒 | |
US20150259997A1 (en) | Torque Anchor to Prevent Rotation of Well Production Tubing, System for Pumping and Rotation Prevention, and Pumping Installation Equipped with Such a Torque Anchor | |
US1262107A (en) | Packer for oil-wells. | |
US3531236A (en) | Methods and apparatus for completing oil and gas wells | |
RU2590171C1 (ru) | Пакер | |
CN106089085A (zh) | 一种机械垂直钻井工具 | |
RU2588021C1 (ru) | Устройство для разобщения отдельных участков ствола скважины | |
RU2587655C1 (ru) | Устройство для разобщения отдельных участков ствола скважины | |
RU2513896C1 (ru) | Установка одновременно-раздельной эксплуатации двух пластов одной скважиной | |
CN105317394A (zh) | 一种高耐温高承压的石油钻采专用封隔器 | |
RU2660951C1 (ru) | Заколонный пакер (варианты) | |
RU2382171C1 (ru) | Способ ремонта газовых и газоконденсатных скважин с негерметичной обсадной колонной | |
RU131075U1 (ru) | Установка для одновременно раздельной добычи и закачки в одной скважине | |
CN108999589A (zh) | 一种修井作业井下防喷器 | |
RU116179U1 (ru) | Механический якорь пакера | |
RU2499884C1 (ru) | Пакерно-якорное оборудование для селективной обработки пласта | |
RU2704404C1 (ru) | Устройство для разделения ствола скважины на изолированные друг от друга участки | |
RU2475621C1 (ru) | Пакер сдвоенный с приводом от вращения | |
US3987846A (en) | Wellhead shut-off valve |