Пакер механический двухстороннего действия



Пакер механический двухстороннего действия
Пакер механический двухстороннего действия
Пакер механический двухстороннего действия
Пакер механический двухстороннего действия
Пакер механический двухстороннего действия
Пакер механический двухстороннего действия
Пакер механический двухстороннего действия
Пакер механический двухстороннего действия

 


Владельцы патента RU 2517362:

Общество с ограниченной ответственностью Производственно-торговая фирма "НиГМаш" (RU)

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и может быть использовано при освоении и эксплуатации нефтяных и газовых скважин. Пакер механический содержит соединенные резьбой верхний ствол и нижний ствол, имеющий фигурный паз на его наружной поверхности с продольными короткими и длинными участками, на котором располагается нижний якорный узел, включающий корпус, к которому посредством резьбы присоединен нижний кожух с вставленными в него и подпружиненными радиально нижними плашками, причем в средней части корпуса выполнены прямоугольные окна, в которых установлены центраторы, подпружиненные радиально и удерживаемые верхней и нижней крышками, зафиксированными на корпусе посредством винтов, а в его нижней части выполнена кольцевая наружная канавка, посредством которой к нижней части корпуса присоединено кольцо разрезное, имеющее кольцевую внутреннюю канавку и наружный цилиндрический выступ, в которое посредством резьбы установлен фиксатор, а на верхнем стволе расположен с возможностью осевого перемещения по нему и опирающийся на цилиндрический выступ нижнего ствола конус опорный, над которым расположен нижний антиэкструзионный узел, в состав которого входят три металлические шайбы с внутренними и наружными конусными поверхностями, посредством которых они взаимодействуют с установленными между ними двумя полиуретановыми кольцами. Над нижним антиэкструзионным узлом расположены три резиновые уплотнительные манжеты, взаимодействующие между собой конусными поверхностями, над которыми расположен верхний антиэкструзионный узел, аналогичный нижнему, но повернутый на 180°, а над ним расположен верхний якорный узел, включающий пакет тарельчатых пружин, размещенных во внешней втулке, конус проходной, верхний кожух с плашками, стянутыми пружинным кольцом. На верхний кожух посредством резьбы закреплена втулка кожуха, которая взаимодействует с муфтой, закрепленной посредством резьбового соединения на верхнем стволе. Изобретение позволяет повысить надежность и эффективность работы пакера в процессе его установки, эксплуатации и демонтажа в нефтяных и газовых скважинах. 5 з.п. ф-лы, 8 ил.

 

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и может быть использовано при освоении и эксплуатации нефтяных и газовых скважин.

Известен пакер, который содержит ствол, верхний переводник, жестко соединенный со стволом и нижний переводник, с которым ствол соединен с помощью подвижного шпоночного соединения. Ствол с верхним переводников имеет возможность осевого перемещения относительно нижнего переводника. На стволе между верхним и нижним переводниками установлен уплотнительный элемент, с обеих сторон которого, между коническими кольцами, установлены раздвижные плашки. Плашки выполнены сборными и состоят из корпуса и закрепленной на нем накладки. Во внутренних полостях плашек установлен комплект стягивающих кольцевых пружин. Пакет плашек в виде стянутой кольцевыми пружинами разрезанной втулки опирается конусными поверхностями на конические кольца. Нижний переводник соединен c хвостовиком, а верхний переводник - с колонной труб (патент РФ №2209926, МПК E21B 33/12, опубл. 10.08.2003 г.).

Недостатком данного пакера является ненадежность его в работе ввиду того, что плашки без насечки могут скользить по эксплуатационной колонне, что приведет к перемещению пакера и дополнительной нагрузке на насосно-компрессорные трубы, пружины, сжимающие плашки имеют небольшое сечение, что может приводить к коррозионным повреждениям пружин при значительных сроках установки пакера.

Известен также механический пакер с фиксатором закрытого положения, состоящий из ствола, имеющего сверху конусную резьбу, ниже канавку под стопорное кольцо, в средней части цилиндрический выступ с фигурной выборкой под фиксатор закрытого положения, конусную резьбу в нижней части. На ствол устанавливаются: верхнее якорное устройство, узел фиксации закрытого положения, уплотнительный узел и нижнее якорное устройство. Верхнее якорное устройство состоит из фиксатора пружины, втулки пружины, прокладки пружины, кожуха пружины, верхней пружины, запорного кольца, втулки пружины клина, пружины клипа, ограничительного кольца, корпуса, плашки, пружины плашек, клина, конуса, пружины конуса, фиксатора конуса. Узел фиксации закрытого состояния состоит из опоры и винтов, взаимодействующих с фигурной выборкой ствола. Уплотнительный узел состоит из уплотнения ствола, соединительной втулки с резиновыми кольцами, верхнего конусного фланца, верхней манжеты, металлических прокладочных колец средней манжеты, нижней манжеты, нижнего конусного фланца, ствола уплотнительного узла. Нижнее якорное устройство состоит из втулки, конуса, корпуса, плашек с пружинами, фиксатора плашек с винтами, втулки фиксатора с фиксатором (http://www.petrogress.ru, пакер с фиксатором закрытого положения, изделие 20-433).

Недостатком пакера является сложность конструкции, а также необходимость вращения колонны насосно-компрессорных труб при установке и снятии пакера, что отрицательно сказывается на надежности и увеличивает операционное время.

Задачей, на решение которой направлено предлагаемое изобретение, является повышение надежности и эффективности работы пакера в процессе его установки, эксплуатации и демонтажа в нефтяных и газовых скважинах.

Положительный эффект от применения пакера в скважинах заключается в повышении его надежности, увеличении его срока службы, в росте межремонтного периода скважин и соответственно увеличении добычи флюида.

Технический результат заключается в исключении контактов плашек со стенкой эксплуатационной колонны при спуске пакера, исключении аварийных ситуаций из-за поломки пружин плашек.

Указанный технический результат достигается пакером механическим, содержащим соединенные резьбой верхний ствол и нижний ствол, имеющий фигурный паз на его наружной поверхности с продольными короткими и длинными участками, на котором располагается нижний якорный узел, включающий корпус, к которому посредством резьбы присоединен нижний кожух с вставленными в него и подпружиненными радиально нижними плашками, причем в средней части корпуса выполнены прямоугольные окна, в которых установлены центраторы, подпружиненные радиально и удерживаемые верхней и нижней крышками, зафиксированными на корпусе посредством винтов, а в его нижней части выполнена кольцевая наружная канавка, посредством которой к нижней части корпуса присоединено кольцо разрезное, имеющее кольцевую внутреннюю канавку и наружный цилиндрический выступ, в которое посредством резьбы установлен фиксатор, а на верхнем стволе расположен с возможностью осевого перемещения по нему и опирающийся на цилиндрический выступ нижнего ствола конус опорный, над которым расположен нижний антиэкструзионный узел, в состав которого входят три металлические шайбы с внутренними и наружными конусными поверхностями, посредством которых они взаимодействуют с установленными между ними двумя полиуретановыми кольцами, одно из которых имеет наружные конусные поверхности, другое - внутренние конусные поверхности, причем над нижним антиэкструзионным узлом расположены три резиновые уплотнительные манжеты, взаимодействующие между собой конусными поверхностями, над которыми расположен верхний антиэкструзионный узел, аналогичный нижнему, но повернутый на 180°, а над ним расположен верхний якорный узел, включающий пакет тарельчатых пружин, размещенных во внешней втулке, конус проходной, верхний кожух с плашками, стянутыми пружинным кольцом, причем между верхним стволом и плашками установлена внутренняя втулка, в на верхний кожух посредством резьбы закреплена втулка кожуха, которая взаимодействует с муфтой, имеющей сверху уступ, а внизу - конусную поверхность и закрепленной посредством резьбового соединения на верхнем стволе.

Согласно изобретению фигурный паз на наружной поверхности нижнего ствола выполнен круговым и имеет два длинных вертикальных участка и два коротких вертикальных участка, которые расположены на стволе равномерно и соединены между собой наклонными участками, расположенными под острым углом к оси пакера, и очень короткими вертикальными переходными участками.

Согласно изобретению фигурный паз на наружной поверхности нижнего ствола выполнен замкнутым и имеет длинный и короткий вертикальные участки, которые в нижней части соединены выборкой, имеющей треугольную форму, вершина которой располагается на коротком вертикальном участке, а между длинным и коротким вертикальными участками выполнен выступ в виде параллелограмма.

Согласно изобретению пружинное кольцо имеет составную пружину.

Согласно изобретению конус проходной верхнего якорного узла и конус муфты имеют ступенчатые выемки.

Согласно изобретению плашки верхнего якорного узла выполнены с прямыми зубьями, или с наклоном кверху, или имеющими ровную без зубьев поверхность.

Технический результат изобретения достигается благодаря следующему.

Плашки помещены в кожух, исключающий соприкосновение их со стенками эксплуатационной колонны при перемещении пакера по скважине до места установки. Плашки стягивает пружина со значительным поперечным сечением, что позволит ей дольше выполнять свою функцию в сложных коррозионных условиях при длительном периоде эксплуатации в скважине. Установка и снятие пакера производится за счет осевого перемещения его в эксплуатационной колонне.

При длительных сроках эксплуатации пакера в скважине верхний якорный узел покрывается оседающими взвешенными частицами в эксплуатационной жидкости межтрубного пространства скважины, что может приводить к заклиниванию плашек верхнего якорного узла. С целью исключения заклинивания верхнего якорного узла при снятии пакера конструкция верхнего кожуха плашек выполнена с захватом за муфту, что способствует срыву заклинивших плашек.

Сущность изобретения поясняется чертежами, где на фиг.1 изображен пакер механический двухстороннего действия в сборе в транспортном положении; на фиг.2 изображен пакер механический двухстороннего действия в сборе в рабочем (посаженном) положении; на фиг.3 - развертка кругового фигурного паза; на фиг.4 - развертка замкнутого фигурного паза; на фиг.5 - вариант верхнего якорного узла пакера с составной пружиной, стягивающей плашки, имеющие зубья с наклоном кверху; на фиг.6 - вариант верхнего якорного узла со ступенчатыми выемками на конусах; на фиг.7 - вариант верхнего якорного узла пакера, с прямыми зубьями плашек, на фиг.8 - вариант верхнего якорного узла пакера с плашками, имеющими ровную (без зубьев) верхнюю поверхность I.

Пакер механический двухстороннего действия (фиг.1) состоит из верхнего ствола 1 и нижнего ствола 2, соединенных посредством резьбового соединения. Нижний ствол 2 по наружному диаметру больше верхнего ствола 1 и в месте соединения стволов образуется цилиндрический выступ. Сверху к верхнему стволу 1 посредством резьбового соединения прикреплена муфта 3, имеющая сверху уступ, внизу - конусную поверхность. С муфтой 3 взаимодействует втулка кожуха 4, к которой посредством резьбового соединения прикреплен верхний кожух 5, в котором располагаются плашки 6, опирающиеся на внутреннюю втулку 7, стянутые пружинным кольцом 8. Ниже плашек 6 в кожухе 5 располагается конус проходной 9, подпираемый пакетом тарельчатых пружин 10, расположенных во внешней втулке 11. Все вышеперечисленные детали образуют верхний якорный узел.

Ниже верхнего якорного узла располагается верхний антиэкструзионный узел, в который входят: стальное кольцо 12 с внутренней конусной поверхностью, полиуретановое кольцо 13 с наружными конусными поверхностями, стальное кольцо 14 с внутренней и наружной конусными поверхностями, полиуретановое кольцо 15 с внутренними конусными поверхностями, стальное кольцо 16 с наружной конусной поверхностью.

Под верхним антиэкструзионным узлом располагается узел уплотнений, состоящий из верхней уплотнительной манжеты 17, средней уплотнительной манжеты 18, нижней уплотнительной манжеты 19, которая опирается на нижний антиэкструзионный узел, аналогичный по конструкции верхнему антиэкструзионному узлу, но перевернутый на 180°.

Нижний антиэкструзионный узел опирается на конус опорный 20 нижнего якорного узла. В состав нижнего якорного узла входят: конус опорный 20, корпус 21, к которому сверху посредством винтов 22 присоединен нижний кожух 123. В нижнем кожухе 23 располагаются плашки 24 с пружинами 25. В нижней части корпуса 21 выполнены прямоугольные окна, в которых располагаются центраторы 26 с пружинами 27. Центраторы 26 удерживаются в корпусе 21 при помощи верхней крышки 28 и нижней крышки 29, фиксируемой винтом 30. К нижней части корпуса 21 присоединено кольцо разрезное 31 с фиксатором 32, удерживаемым от отворачивания винтом 33.

При применении составной пружины стягивающего пружинного кольца 8 плашек верхнего якорного узла (фиг.5) исключается смещение плашек относительно оси пакера и повышается эффективность работы верхнего якорного узла при высоком подпакерном давлении (свыше 50 МПа).

Выполнение конуса проходного 9 и конуса муфты 3 верхнего якорного узла со ступенчатыми выемками (фиг.6) способствует созданию импульса ускорения при движении плашек 6 к эксплуатационной колонне 34 (фиг.2) во время срабатывания верхнего якорного узла, что повышает эффективность работы верхнего якорного узла при высоком подпакерном давлении (свыше 50 МПа).

Прямые зубья плашек 6 верхнего якорного узла (фиг.7) достаточно эффективно удерживают пакер при малом подпакерном давлении (до 35 МПа), при этом они снижают усилие демонтажа пакера (распакеровки) и являются более технологичными в изготовлении.

Плашки 6 верхнего якорного узла с зубьями, имеющими наклон кверху (фиг.6), способствуют надежному удержанию пакера при высоком подпакерном давлении (свыше 50 МПа).

Плашки 6 верхнего якорного узла с зубьями только на нижней поверхности (фиг.8) способствуют эффективному удерживанию пакера при среднем подпакерном давлении (от 35 до 50 МПа), снижению усилия демонтажа пакера (распакеровки) и трудоемкости изготовления плашек.

Пакер механический двухстороннего действия работает следующим образом.

1. С круговым фигурным пазом (фиг.3).

Перед спуском в скважину пакер находится в вертикальном положении (фиг.11), фиксатор 32 в фигурном пазу необходимо установить в точку А. Такое положение фиксатора в фигурном пазу обусловлено необходимостью обеспечивать транспортное положение нижнего якорного узла при спуске пакера в скважину. Спуск пакера в скважину осуществляется при помощи насосно-компрессорных труб (НКТ). При входе пакера в устье скважины центраторы 26 взаимодействуют со стенками эксплуатационной колонны 34 (фиг.2) и не дают возможности нижнему якорному узлу двигаться вниз до тех пор, пока совместное усилие пружин 25 не будет преодолено силой веса спускаемой колонны. Таким образом, нижний якорный узел остановится при входе в эксплуатационную колонну 34 (фиг.2) скважины, а стволы 1 и 2 будут продолжать движение вниз. Фиксатор 32 будет передвигаться по очень короткому вертикальному участку I (фиг.3), далее по наклонному участку II и короткому вертикальному участку III до тех пор, пока не попадет в точку Б. В этой точке фиксатор 32 прекратит свое перемещение по пазу, и прекратится перемещение стволов 1 и 2 относительно нижнего якорного узла, и они начнут совместное перемещение вниз. Одновременно пружины 25 сожмутся, обеспечивая постоянный контакт центраторов 26 со стенками эксплуатационной колонны 34 (фиг.2) скважины. Такое положение деталей пакера будет сохраняться до установки спускаемой НКТ на клиновую подвеску устья скважины. После присоединения следующей спускаемой НКТ на предыдущую колонну НКТ следует приподнять для снятия с клиновой подвески. При подъеме колонны НКТ происходит следующее: нижний якорный узел, удерживаемый на стенках эксплуатационной колонны 34 (фиг.2) прижатыми к ней центраторами 26, будет оставаться на месте. Стволы 1 и 2 начнут перемещение вверх относительно стоящего на месте нижнего якорного узла. Одновременно фиксатор 32 будет двигаться вниз по короткому вертикальному участку III (фиг.3). Для обеспечения транспортного положения нижнего якорного узла такое перемещение можно продолжать только до точки В, при достижении которой следует начать спуск колонны НКТ. Перемещение колонны НКТ вверх при снятии ее с клиновой подвески составляет 100-200 мм, длины короткого паза от точки Б до точки В достаточно для выполнения этой операции. Спуск колонны НКТ приведет к перемещению вниз стволов 1 и 2 относительно нижнего якорного узла. Такое перемещение будет продолжаться до тех пор, пока фиксатор 32 не достигнет точки Б (фиг.3). После этого стволы 1, 2 и нижний якорный узел начнут совместное перемещение вниз до установки очередной спускаемой НКТ на клиновую подвеску. Таким образом, при перемещении пакера вниз фиксатор 32 будет перемещаться в коротком вертикальном участке III от точки Б до точки В, обеспечивая транспортное положение нижнего якорного узла. После достижения пакером планируемого интервала установки следует перевести нижний якорный узел из транспортного положения - в рабочее посредством следующих манипуляций: поднять колонну НКТ на высоту, равную или немного превышающую транспортный зазор Нт (фиг.3). Одновременно с этим фиксатор 32 будет перемещаться по короткому вертикальному участку III, наклонному участку IV до точки Г. После этого следует опустить колонну НКТ до установки (посадки) пакера. Одновременно фиксатор 32 будет перемещаться из точки Г по очень короткому вертикальному участку V, по наклонному участку VI и по длинному вертикальному участку VII, стремясь достигнуть точки Д. Элементы пакера будут изменять свое положение следующим образом. Стволы 1, 2, верхний якорный узел, верхний антиэкструзионный узел, узел уплотнений, нижней антиэкструзионный узел, конус опорный 20 будут перемещаться вниз относительно стоящего на месте нижнего якорного узла. При этом усилие от муфты 3 будет передаваться на верхний антиэкструзионный узел, состоящий из стальных колец 12, 14, 16 и полиуретановых колец 13, 15, через плашки 6, стягиваемые пружинным кольцом 8, конус проходной 9 и внешнюю втулку пружины 11. Усилие тарельчатых пружин 10 превышает суммарное усилие сопротивления полиуретановых колец 13, 15 и уплотнительных манжет 17, 18, 19 до полной герметизации пространства скважины. Так будет продолжаться до полного исключения транспортного зазора Нт между муфтой 3 и втулкой внутренней 7, который обеспечивается усилием пружинного кольца 8. Плашки 24, двигаясь по конусу опорному 20, будут расходиться радиально и, сжимая пружины 25, приближаться к стенке эксплуатационной колонны 34 (фиг.2) скважины до врезания в нее. При этом нижний якорный узел и конус опорный 20 остановятся и зафиксируются на стенке эксплуатационной колонны 34 скважины. Муфта 3, верхний якорный узел, стволы 1 и 2 продолжат движение вниз относительно остановившихся конуса опорного 20 и нижнего якорного узла, сжимая антиэкструзионные узлы и манжеты уплотнительные до соприкосновения их со стенкой эксплуатационной колонны 34 скважины. Это перемещение будет продолжаться до тех пор, пока вес спускаемой колонны НКТ не сравняется с суммарными реактивными усилиями сил трения во всех сопряжениях и сил упругости полиуретановых колец 13, 15, манжет уплотнительных 17, 18 и 19. После сжатия манжет уплотнительных внутреннее пространство эксплуатационной колонны 34 скважины будет герметично разобщено на подпакерное и надпакерное.

Одновременно, под возрастающими усилиями сопротивления антиэкструзионных узлов и уплотнительного узла начинается взаимное перемещение деталей верхнего якорного узла: усилие от муфты 3 на верхний антиэкструзионный узел 1 начинает передаваться через втулку внутреннюю 7, сжимая тарельчатые пружины 10. Одновременно конусная часть муфты 3 и конус проходной 9 сближаются и воздействуют на плашки 6, которые, преодолевая усилие пружинного кольца 8, радиально расходятся до врезания в эксплуатационную колонну 34 и фиксации верхнего якорного узла на эксплуатационной колонне 34 (фиг.2).

Для демонтажа пакера необходимо выполнить подъем спускаемой колонны НКТ. При этом будут происходить следующие перемещения деталей пакера: стволы 1 и 2, муфта 3, будут перемещаться вверх, освобождая плашки 6, которые под действием пружинного кольца 8 перемещаются радиально к верхнему стволу 1 и выходят из соприкосновения с эксплуатационной колонной 34. Одновременно исключается рабочий зазор Hp, что способствует взаимодействию муфты 3 с втулкой кожуха 4, которая через кожух 5 будет воздействовать на плашки 6, обеспечивая дополнительное усилие для разобщения плашек: 6 со стенкой эксплуатационной колонны 34. Одновременно возвращаются в свое первоначальное положение тарельчатые пружины 10, верхний антиэкструзионный узел, манжеты уплотнительные 17,18 и 19, нижний антиэкструзионный узел. Это перемещение будет происходить до соприкосновения конуса опорного 20 с цилиндрическим выступом нижнего ствола 2. После этого под действием пружин 25 плашки 24 выйдут из соприкосновения со стенкой эксплуатационной колонны 34 скважины и прижмутся к нижнему стволу 2. Одновременно фиксатор 32 будет перемещаться по длинному вертикальному участку фигурного паза VII, наклонному участку VIII до точки А' (фиг.3). После этого перемещение стволов 1 и 2 (фиг.1) относительно нижнего якорного узла прекратится и начнется их совместное перемещение вверх до установки колонны НКТ на клиновую подвеску, которое сопровождается перемещением колонны HKТ вниз. Одновременно нижний якорный узел фиксируется на эксплуатационной колонне 34 (фиг.2) при помощи центраторов 26, а стволы 1 и 2 перемещаются вниз. Одновременно фиксатор 32 из точки А' по очень короткому вертикальному участку I', наклонному участку II' переходит в короткий вертикальный участок III' и при дальнейшем подъеме колонны НКТ передвигается в нем от точки А' до точки В' (фиг.3), обеспечивая транспортное положение нижнего якорного узла при перемещении пакера из скважины.

2. При замкнутом фигурном пазе (фиг.4).

Перед спуском в скважину пакер находится в вертикальном положении (фиг.1), фиксатор 32 в фигурном пазу (фиг.4) устанавливается в точку А. Такое положение фиксатора 32 в замкнутом фигурном пазу обусловлено весом деталей нижнего якорного узла (фиг.1). Спуск пакера в скважину осуществляется при помощи насосно-компрессорных труб (НКТ). При входе пакера в устье скважины центраторы 26 взаимодействуют со стенками эксплуатационной колонны 34 (фиг.2) и не дают возможности якорному узлу перемещаться вниз до тех пор, пока совместное усилие пружин 27 не будет преодолено силой веса спускаемой колонны. Таким образом, нижний якорный узел остановится при входе в эксплуатационную колонну скважины 34, а стволы 1 и 2 со всеми расположенными на них узлами будут продолжать перемещение вниз. Одновременно фиксатор 32 будет передвигаться по короткому вертикальному участку I, далее по наклонному участку II до тех пор, пока не попадет в точку Б (фиг.4). В этой точке перемещение стволов 1, 2 (фиг.1) относительно нижнего якорного узла прекратится, и они начнут совместное перемещение вниз. При этом пружины 27 сожмутся, обеспечивая постоянный контакт центраторов 26 со стенками эксплуатационной колонны 34 скважины. Такое положение деталей пакера будет сохраняться до установки спускаемой НКТ на клиновую подвеску. После установки следующей спускаемой НКТ на предыдущую колонну НКТ следует приподнять для снятия с клиновой подвески на высоту, равную или немного превышающую Нт (фиг.4), что обеспечит транспортное положение нижнего якорного узла. При подъеме колонны НКТ происходит следующее: нижний якорный узел, удерживаемый на стенках эксплуатационной колонны 34 (фиг.2) прижатыми к ней центраторами 26, будет оставаться на месте. Стволы 1, 2 начнут перемещение вверх относительно стоящего на месте нижнего якорного узла. Одновременно фиксатор 32 будет перемещаться относительно стволов 1, 2 вниз до соприкосновения с выступом III (фиг.4) в точке В, после чего фиксатор 32 будет перемещаться наклонно по верхней стороне выступа III, по длинному вертикальному участку IV, стороне нижней выборки, образующей с длинным пазом тупой угол до точки А. При последующем спуске колонны НКТ произойдет перемещение стволов 1, 2 вниз относительно нижнего якорного узла. Такое перемещение будет продолжаться до тех пор, пока фиксатор 32 не достигнет точки Б. После этого стволы 1, 2 и нижний якорный узел (фиг.1) начнут совместное перемещение вниз до установки очередной спускаемой НКТ на клиновую подвеску. Таким образом, при перемещении пакера вниз фиксатор 32 будет передвигаться в замкнутом контуре от точки Б по верхней стороне выступа, длинному вертикальному участку до точки А, далее по короткому вертикальному и наклонному участкам до точки Б, обеспечивая транспортное положение нижнего якорного узла (фиг.1). После достижения пакером планируемого интервала установки, следует перевести нижний якорный узел из транспортного положения - в рабочее посредством следующих манипуляций: поднять колонну HKТ на высоту, не превышающую Hp (фиг.4). Одновременно фиксатор 32 (фиг.1) будет перемещаться из точки Б (фиг.4) вниз до соприкосновения с выступом III, по верхней стороне выступа III до длинного вертикального участка, по длинному вертикальному участку не ниже точки Г. Переключение из транспортного положения в рабочее может производиться от точки Е до точки Г. При расположении фиксатора 32 между точками Е и Г следует опустить колонну НКТ до установки (посадки) пакера. Одновременно, фиксатор 32 будет перемещаться вверх по длинному вертикальному участку IV, стремясь достигнуть точки Д. Элементы пакера будут изменять свое положение следующим образом: стволы 1, 2 (фиг.1), верхний якорный узел, верхний антиэкструзионный узел, узел уплотнений, нижний антиэкструзионный узел, конус опорный 20 будут перемещаться вниз относительно стоящего на месте нижнего якорного узла. При этом усилие от муфты 3 будет передаваться на верхний антиэкструзионный узел, состоящий из стальных колец 12, 14, 16 и полиуретановых колец 13, 15, через плашки 6, стягиваемые пружинным кольцом 8, конус проходной 9 и внешнюю втулку 11. Усилие тарельчатых пружин 10 превышает суммарное усилие сопротивления полиуретановых колец 13, 15 и уплотнительных манжет 17, 18, 19 до полной герметизации пространства скважины. Так будет продолжаться до полного исключения транспортного зазора Нт между муфтой 3 и втулкой внутренней 7, который обеспечивается усилием пружинного кольца 8. Плашки 24, двигаясь по конусу опорному 20, будут расходиться радиально и, сжимая пружины 25, приближаться к стенке эксплуатационной колонны 34 (фиг.2) скважины до врезания в нее. При этом нижнее якорное устройство и конус опорный 20 остановятся и зафиксируются на стенке эксплуатационной колонны 34 скважины. Муфта 3 (фиг.1), верхний якорный узел, стволы 1 и 2 продолжат движение вниз относительно остановившихся конуса опорного 20 и нижнего якорного узла, сжимая антиэкструзионные узлы и манжеты уплотнительные до соприкосновения их со стенкой эксплуатационной колонны 34 скважины. Это перемещение будет продолжаться до тех пор, пока вес спускаемой колонны НКТ не сравняется с суммарными реактивными усилиями сил трения во всех сопряжениях и сил упругости полиуретановых колец 13, 15, манжет уплотнительных 17, 18 и 19. После сжатия манжет уплотнительных внутреннее пространство эксплуатационной колонны 34 скважины будет герметично разобщено на подпакерное и надпакерное.

Одновременно, под возрастающими усилиями сопротивления антиэкструзионных узлов и уплотнительного узла начинается взаимное перемещение деталей верхнего якорного узла: усилие от муфты 3 на верхний антиэкструзионный узел начинает передаваться через втулку внутреннюю 7, сжимая тарельчатые пружины 10. Одновременно конусная часть муфты 3 и конус проходной 9 сближаются и воздействуют на плашки 6, которые, преодолевая усилие пружинного кольца 8, радиально расходятся до врезания в эксплуатационную колонну 34 и фиксации верхнего якорного узла на эксплуатационной колонне 34 (фиг.2).

Для демонтажа пакера необходимо выполнить подъем спускаемой колонны НКТ. При этом будут происходить следующие перемещения деталей пакера: стволы 1 и 2, муфта 3 будут перемещаться вверх, освобождая платки 6, которые под действием пружинного кольца 8 перемещаются радиально к верхнему стволу 1 и выходят из соприкосновения с эксплуатационной колонной 34. Одновременно исключается рабочий зазор Hp, что способствует взаимодействию муфты 3 с втулкой кожуха 4, которая через кожух 5 будет воздействовать на плашки 6, обеспечивая дополнительное усилие для разобщения плашек 16 со стенкой эксплуатационной колонны 34 (фиг.2). Одновременно возвращаются в свое первоначальное положение тарельчатые пружины 10, верхний антиэкструзионный узел, манжеты уплотнительные 17, 18 и 19, 1 нижний антиэкструзионный узел. Это перемещение будет происходить до соприкосновения конуса опорного 20 с цилиндрическим выступом нижнего ствола 2. После этого под действием пружин 20 плашки 24 выйдут из соприкосновения со стенкой эксплуатационной колонны 34 скважины и прижмутся к нижнему стволу 2. Одновременно фиксатор 32 будет перемещаться по длинному вертикальному участку IV (фиг.4), наклонной части нижней выборки до точки А. После этого перемещение стволов 1 и 2 (фиг.1) относительно нижнего якорного узла прекратится и начнется их совместное перемещение вверх до установки колонны НКТ на клиновую подвеску, которое сопровождается движением колонны НКТ вниз. Одновременно нижний якорный узел фиксируется на эксплуатационной колонне 34 (фиг.2) при помощи центраторов 26, а стволы 1 и 2 перемещаются вниз. В то же время фиксатор 132 будет перемещаться из точки А (фиг.4) по короткому вертикальному участку I, наклонному участку II до точки Б, обеспечивая транспортное положение нижнего якорного узла при перемещении пакера из скважины.

Предложенная конструкция пакера обеспечивает установку пакера посредством осевых манипуляций колонны НКТ, демонтаж за счет натяжения колонны НКТ, исключение контактов плашек 6 и 24 со стенкой эксплуатационной колонны 34 во время транспортировки пакера к месту установки, исключение заклинивания плашек 6 верхнего якорного узла при демонтаже пакера, исключение аварийных ситуаций из-за поломки пружин центраторов 26, что в общем способствует повышению надежности работы пакера и сокращению времени и затрат на ремонт и эксплуатацию скважины.

Таким образом, изобретение позволяет повысить надежность и эффективность работы пакера в процессе его установки, эксплуатации и демонтажа в нефтяных и газовых скважинах.

1. Пакер механический, содержащий соединенные резьбой верхний ствол и нижний ствол, имеющий фигурный паз на его наружной поверхности с продольными короткими и длинными участками, на котором располагается нижний якорный узел, включающий корпус, к которому посредством резьбы присоединен нижний кожух с вставленными в него и подпружиненными радиально нижними плашками, причем в средней части корпуса выполнены прямоугольные окна, в которых установлены центраторы, подпружиненные радиально и удерживаемые верхней и нижней крышками, зафиксированными на корпусе посредством винтов, а в его нижней части выполнена кольцевая наружная канавка, посредством которой к нижней части корпуса присоединено кольцо разрезное, имеющее кольцевую внутреннюю канавку и наружный цилиндрический выступ, в которое посредством резьбы установлен фиксатор, а на верхнем стволе расположен с возможностью осевого перемещения по нему и опирающийся на цилиндрический выступ нижнего ствола конус опорный, над которым расположен нижний антиэкструзионный узел, в состав которого входят три металлические шайбы с внутренними и наружными конусными поверхностями, посредством которых они взаимодействуют с установленными между ними двумя полиуретановыми кольцами, одно из которых имеет наружные конусные поверхности, другое - внутренние конусные поверхности, причем над нижним антиэкструзионным узлом расположены три резиновые уплотнительные манжеты, взаимодействующие между собой конусными поверхностями, над которыми расположен верхний антиэкструзионый узел, аналогичный нижнему, но повернутый на 180°, а над ним расположен верхний якорный узел, включающий пакет тарельчатых пружин, размещенных во внешней втулке, конус проходной, верхний кожух с плашками, стянутыми пружинным кольцом, причем между верхним стволом и плашками установлена внутренняя втулка, в на верхний кожух посредством резьбы закреплена втулка кожуха, которая взаимодействует с муфтой, имеющей сверху уступ, а внизу - конусную поверхность, и закрепленной посредством резьбового соединения на верхнем стволе.

2. Пакер по п.1, отличающийся тем, что фигурный паз на наружной поверхности нижнего ствола выполнен круговым и имеет два длинных вертикальных участка и два коротких вертикальных участка, которые расположены на стволе равномерно и соединены между собой наклонными участками, расположенными под острым углом к оси пакера, и очень короткими вертикальными переходными участками.

3. Пакер по п.1, отличающийся тем, что фигурный паз на наружной поверхности нижнего ствола выполнен замкнутым и имеет длинный и короткий вертикальные участки, которые в нижней части соединены выборкой, имеющей треугольную форму, вершина которой располагается на коротком вертикальном участке, а между длинным и коротким вертикальными участками выполнен выступ в виде параллелограмма.

4. Пакер по п.1, отличающийся тем, что пружинное кольцо выполнено с составной пружиной.

5. Пакер по п.1, отличающийся тем, что конус проходной верхнего якорного узла и конус муфты имеют ступенчатые выемки.

6. Пакер по п.1, отличающийся тем, что плашки верхнего якорного узла выполнены с прямыми зубьями, или с наклоном кверху, или имеющими ровную без зубьев поверхность.



 

Похожие патенты:

Группа изобретений относится к скважинному модуляционному устройству, предназначенному для использования в скважине. Устройство для использования в скважине содержит удлиненный корпус инструмента, растяжимые штанги и гибкую клапанную мембрану.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к способам герметизации эксплуатационной колонны. Способ герметизации эксплуатационной колонны включает спуск в эксплуатационную колонну скважины на посадочном инструменте, выполненном в виде колонны насосно-компрессорных труб (НКТ), двух пакеров, соединенных между собой трубой, их посадку в эксплуатационной колонне выше и ниже нарушения с последующим извлечением посадочного инструмента.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и может быть использовано в пакерах для защиты уплотнительного элемента пакера от затекания резины в кольцевой зазор между стенкой обсадной колонны и корпусом пакера.

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при разработке залежей нефти в карбонатных и терригенных коллекторах, разбуренных вертикальными и горизонтальными скважинами.

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при разработке залежей нефти с коллектором, имеющим естественную трещиноватость. Обеспечивает повышение охвата пласта воздействием и увеличение нефтеотдачи продуктивного пласта.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и может быть использовано для разобщения в скважине зон обсадных колонн при проведении ремонтных, изоляционных и исследовательских работ.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к способам герметизации эксплуатационной колонны. Способ герметизации эксплуатационной колонны включает спуск в эксплуатационную колонну скважины двух пакеров, соединенных между собой трубой, на посадочном инструменте, в качестве которого используется колонна насосно-компрессорных труб, их посадку в эксплуатационной колонне выше и ниже интервала негерметичности с последующим извлечением посадочного инструмента.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, а именно к устройствам для разобщения пластов в скважине при раздельной закачке в них различных реагентов.

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.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и предназначено для перекрытия межтрубного пространства добывающих скважин при проведении ремонтно-изоляционных работ.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к способам герметизации эксплуатационной колонны. Способ герметизации эксплуатационной колонны включает спуск на посадочном инструменте в эксплуатационную колонну скважины двух пакеров, соединенных между собой трубой, их посадку в эксплуатационной колонне выше и ниже интервала негерметичности с последующим извлечением посадочного инструмента, герметизацию эксплуатационной колонны. Перед герметизацией эксплуатационной колонны временно блокируют пласт самораспадающимся после проверки герметичности нижнего пакера гелем, затем на устье скважины собирают следующую компоновку снизу вверх: нижний пакер, труба, верхний пакер, гидравлический разъединитель, спускают компоновку на посадочном инструменте в интервал негерметичности эксплуатационной колонны, далее последовательно производят посадку пакеров, причем сначала осевым перемещением на 1,5-2 м вверх-вниз сажают нижний пакер, а затем разгрузкой компоновки на нижний пакер сажают верхний пакер, после чего на кабеле в эксплуатационную колонну скважины спускают геофизический прибор по посадочному инструменту в интервал нижнего пакера и проверяют герметичность нижнего пакера, проводя геофизическое исследование, затем извлекают геофизический прибор на кабеле из скважины, далее заполняют межколонное пространство скважины над верхним пакером технологической жидкостью и производят опрессовку эксплуатационной колонны по межколонному пространству скважины под избыточным давлением, не превышающим допустимого давления на эксплуатационную колонну, выдерживают эксплуатационную колонну под избыточным давлением в течение 30 мин и определяют герметичность посадки верхнего пакера, при герметичной посадке обоих пакеров приводят в действие гидравлический разъединитель, для этого с устья скважины в посадочный инструмент сбрасывают шар, заполняют посадочный инструмент технологической жидкостью и создают в нем избыточное давление жидкости до срабатывания гидравлического разъединителя, после чего извлекают посадочный инструмент с гидравлическим разъединителем из эксплуатационной колонны на поверхность, при негерметичной посадке хотя бы одного из пакеров срывают пакеры и извлекают всю компоновку на ревизию, после чего повторяют операции по временной блокировке пласта, спуску, посадке и проверке пакеров на герметичность. Предлагаемый способ герметизации эксплуатационной колонны прост в осуществлении, так как весь технологический процесс герметизации эксплуатационной колонны осуществляется за один спуск инструмента. Имеется возможность контроля герметичности посадки верхнего пакера до его отсоединения от посадочного инструмента. Также возможно извлечение двухпакерной компоновки на устье скважины в случае негерметичной посадки верхнего пакера до отсоединения от посадочного инструмента, что повышает эффективность и успешность работ по герметизации эксплуатационных колонн двухпакерными компоновками в наклонно направленных скважинах. 5 ил., 1 табл.

Изобретение относится к области строительства и эксплуатации нефтяных, газовых и других скважин, а именно к механическим пакерам осевого типа двустороннего действия. Задачей изобретения является обеспечение осевого способа посадки пакера с двусторонним восприятием внешних нагрузок без расходования веса колонны на раскрытие замковых устройств и при минимальном осевом габарите. Сущность изобретения: пакер содержит ствол, на который надеты подвижный нижний механический якорь и подвижная в осевом направлении центральная часть, выполненная в виде втулки, на верхнюю часть которой навинчен по резьбе либо верхний конус, либо гидроякорь, а на нижней части втулки подвижно установлены уплотнители и нижний конус, жестко соединенный с другой втулкой, осуществляющей подвижную механическую связь между центральной частью и нижним якорем, траектория перемещения которого ограничена пазом, выполненным на стволе пакера. Механическая связь центральной части и нижним якорем осуществлена посредством двух управляющих фигурных пазов, один из которых, неподвижный, расположен на стволе, второй, подвижный, выполнен на пазовой втулке. 5 ил.

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при разработке нефтяной залежи с карбонатными коллекторами. Обеспечивает повышение нефтеотдачи залежи, эффективности вытеснения нефти, увеличения охвата пласта вытесняющим агентом за счет его последовательной отработки, снижения обводненности продукции. Сущность изобретения: осуществляют бурение вертикальной нагнетательной скважины и горизонтальной добывающей скважины, закачку рабочего агента в нагнетательную скважину и отбор продукции из добывающей скважины. Горизонтальный участок добывающей скважины оставляют необсаженным и располагают выше уровня водонефтяного контакта - в среднем интервале нефтенасыщенной зоны залежи. Нагнетательную скважину строят до вскрытия нефтенасыщенной зоны залежи на расстоянии от забоя добывающей скважины, исключающем прорыв рабочего агента в добывающую скважину. В добывающей скважине устанавливают технологическую трубу, состоящую в горизонтальном участке из последовательно соединенных перфорированных патрубков с центраторами, между которыми размещают пакеры из водонабухающего материала, выполненные с возможностью герметичного перекрытия межтрубного пространства при наличии воды более 50% в продукции залежи. Во время эксплуатации добывающей скважины при обводнении продукции до 90-95% технологическую трубу последовательно отсекают от забоя напротив соответствующих пакеров. 1 пр., 1 ил.

Изобретение относится к пакерующим устройствам для герметизации межтрубного или заколонного пространства скважин. Пакер для скважины включает корпус с помещенным на нем уплотнительным элементом, узел пакеровки уплотнительного элемента механического действия, узел допакеровки уплотнительного элемента гидромеханического действия. Узел пакеровки находится выше уплотнительного элемента. Узел допакеровки помещен ниже уплотнительного элемента и выполнен с возможностью его срабатывания при снижении гидростатического давления в скважине при освоении и/или эксплуатации скважины до заданной величины. При этом во время допакеровки уплотнительного элемента обеспечена возможность контроля герметичности уплотнительного элемента и регулирования степени снижения гидростатического давления в скважине. Изобретение обеспечивает повышение надежности работы пакера за счет возможности перевода его в рабочее положение нагрузками, действующими в процессе освоения и/или эксплуатации скважины. 3 ил.

Группа изобретений относится к горному делу, в частности к скважинным пакерным установкам. Скважинное оборудование содержит корпус, два проточных канала, уплотнение, установленное с возможностью перемещения на корпусе, узел клинового захвата, поддерживаемый на корпусе, канал в корпусе и промежуточный модуль. При этом промежуточный модуль обеспечивает перемещение текучей среды между каналом в корпусе и одним из двух продольных проточных каналов. Технический результат заключается в устранении необходимости полной разборки двухколонного или многоколонного пакера на буровой площадке и устранении задержек и возможности повреждения, связанных с такой перестройкой. 3 н. и 22 з.п. ф-лы, 7 ил.

Группа изобретений относится к операциям подземной интенсификации притока углеводородов и, более конкретно, к операциям и устройствам для повышения надежности точечного стимулирования. Обеспечивает повышение эффективности стимулирования и надежности работы устройств. Сущность изобретений: изобретения предусматривают закачку жидкости через устройство для стимулирования, перепуск, по меньшей мере, части жидкости из устройства для стимулирования в якорное устройство, соединенное с ним с возможностью сообщения. При этом якорное устройство включает в себя корпус, в котором находятся подвижно расположенная в нем оправка, и дроссель с обратным клапаном, подвижно расположенный внутри оправки. Предусмотрен перевод дросселя с обратным клапаном внутри оправки в первое положение, в котором этот дроссель пропускает через корпус ограниченный расход жидкости. Предусмотрены также ввод жидкости из якорного устройства для установки песчаной пробки в заданном месте и отклонение потока жидкости в заданном месте при помощи песчаной пробки. 4 н. и 15 з.п. ф-лы, 4 ил.

Группа изобретений относится к операциям подземной интенсификации притока углеводородов и, более конкретно, к операциям и устройствам для повышения надежности точечного стимулирования. Обеспечивает повышение эффективности стимулирования и надежности работы устройств. Сущность изобретений: изобретения предусматривают закачку жидкости через устройство для стимулирования, перепуск, по меньшей мере, части жидкости из устройства для стимулирования в якорное устройство, соединенное с ним с возможностью сообщения. При этом якорное устройство включает в себя корпус, в котором находятся подвижно расположенная в нем оправка, и дроссель с обратным клапаном, подвижно расположенный внутри оправки. Предусмотрен перевод дросселя с обратным клапаном внутри оправки в первое положение, в котором этот дроссель пропускает через корпус ограниченный расход жидкости. Предусмотрены также ввод жидкости из якорного устройства для установки песчаной пробки в заданном месте и отклонение потока жидкости в заданном месте при помощи песчаной пробки. 4 н. и 15 з.п. ф-лы, 4 ил.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, а именно к устройствам для разобщения пластов в скважине при раздельной закачке в них различных реагентов. Устройство для обработки пластов в скважине содержит проходной пакер и разобщитель, включающий ствол, золотник, расположенный внутри ствола и соединенный с ним срезными элементами, золотник оснащен посадочным седлом для шара, сбрасываемого вовнутрь устройства перед обработкой верхнего пласта, конусную расточку, в которой установлено стопорное кольцо, взаимодействующее с кольцевой проточкой. Ствол оснащен радиальными отверстиями и дополнительными срезными элементами, усилие разрушения которых выше усилия разрушения срезных штифтов, также ствол снабжен обводным каналом, имеющим возможность сообщения верхней и нижней части ствола, минуя золотник, при этом в исходном положении обводной канал и радиальные отверстия ствола герметично перекрыты золотником, оснащенным радиальными каналами, причем снизу золотник оснащен осевым центральным отверстием, при этом ствол ниже золотника концентрично снабжен жесткозакрепленным к нему стержнем, направленным в сторону золотника, а также осевыми отверстиями по окружности, причем пропускная способность осевых отверстий ствола больше пропускной способности центрального отверстия золотника, в верхней части золотника выполнено дополнительное посадочное седло под дополнительный шар большего диаметра, сбрасываемого вовнутрь устройства после обработки верхнего пласта для возможности возврата к нижнему пласту через обводной канал, кольцевая проточка выполнена в виде кольцевых насечек, направленных противоположно стопорному кольцу в нижней части золотника, и имеет возможность взаимодействия со стопорным кольцом, размещенным в конусной расточке, выполненной в нижней части ствола выше осевых отверстий по окружности, при этом дополнительный срезной штифт установлен в стволе ниже конусной расточки, в которой размещено стопорное кольцо. Предлагаемое устройство имеет усовершенствованную конструкцию, расширенные технологические возможности и высокую надежность в работе. 4 ил.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, а именно к устройствам для разобщения пластов в скважине при раздельной закачке в них различных реагентов. Устройство для обработки пластов содержит проходной пакер и разобщитель. Разобщитель включает ствол, золотник, расположенный внутри ствола и соединенный с ним срезными элементами. Золотник оснащен седлом под запорный элемент. Ствол оснащен радиальными отверстиями и дополнительными срезными элементами. Ствол ниже радиальных отверстий снабжен обводным каналом, имеющим возможность сообщения верхней и нижней части ствола, минуя золотник. В исходном положении обводной канал и радиальные отверстия ствола герметично перекрыты золотником. Золотник оснащен центральным осевым отверстием и радиальными каналами. Радиальные каналы золотника при осевом перемещении вниз золотника относительно ствола имеют возможность поочередного сообщения сначала с радиальными отверстиями ствола, а затем с обводным каналом ствола. В нижней части золотника имеется кольцевая проточка, выполненная в виде кольцевых насечек, направленных противоположно стопорному кольцу с возможностью взаимодействия с ним. Стопорное кольцо размещено в конусной расточке, выполненной в нижней части ствола выше дополнительных срезных элементов. Ниже дополнительных срезных элементов ствол оснащен ограничителем хода золотника. Запорный элемент выполнен в виде штока переменного сечения. Устройство имеет усовершенствованную конструкцию, расширенные технологические возможности и высокую надежность в работе. 4 ил.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, а именно к пакерам для герметичного разобщения интервалов ствола в необсаженной скважине. Пакер включает в себя ствол, муфту, ниппель, уплотнительный элемент с коническими опорами и плашки. Плашки выполнены в виде стержня трапецеидальной формы. Один конец верхних и нижних плашек шарнирно установлен соответственно в верхнем и нижнем упорах, а другой конец плашек, выходящий наружу, выполнен обтекаемой формы. Конусная поверхность конических опор и поверхность плашек, соприкасающаяся с конусной поверхностью конических опор, имеют уступы прямоугольной формы. Плашки постоянно прижаты к конусной опоре рессорными пружинами. Пакер снабжен узлом защиты от преждевременной самопроизвольной посадки. Узел защиты состоит из втулки с выточкой, в которую входит буртик разрезного кольца, выполненный на всей внешней поверхности разрезного кольца. Изобретение позволит предотвратить прихват пакера, обеспечить повышенную проходимость пакера по открытому стволу скважины, исключить возможность самопроизвольной, преждевременной установки пакера при небольших сжимающих нагрузках, уменьшить габариты и металлоемкость пакера. 1 ил.
Наверх