Двуствольный пакер с проходом кабеля



Двуствольный пакер с проходом кабеля
Двуствольный пакер с проходом кабеля
Двуствольный пакер с проходом кабеля
Двуствольный пакер с проходом кабеля

 


Владельцы патента RU 2592925:

Акционерное общество "Новомет-Пермь" (RU)

Изобретение относится к оборудованию для проведения работ по изоляции межтрубного пространства скважины. Техническим результатом является повышение надежности установки пакера за счет исключения воздействия на него колонны НКТ. Двуствольный пакер с проходом кабеля содержит силовой кабель, внешний и внутренний стволы, вставленные один в другой и скрепленные между собой с образованием внутреннего кольцевого пространства, шарнирно-разъемный узел герметизации, включающий уплотнительные элементы с каналами для силового кабеля и трубки для закачки химреагентов, гидравлический привод, состоящий из поршня и цилиндра, толкатель, пакерный и якорный узлы. Поршень гидравлического привода установлен с возможностью осевого перемещения и снабжен наружной упорной резьбой. На внутренней поверхности нижней части цилиндра, установленного неподвижно, выполнен паз, в котором размещена разрезная гайка с ответной упорной резьбой, взаимодействующей с поршнем. Гидравлический привод расположен между узлом герметизации и толкателем, опирающимся сверху на пакерный узел. 1 з.п. ф-лы, 3 ил.

 

Изобретение относится к оборудованию для добычи нефти и газа, в частности к оборудованию для проведения работ по изоляции, герметизации, разобщения межтрубного пространства скважины, и может быть использовано в добывающей, нагнетательной, газлифтной скважине с одним или несколькими продуктивными пластами.

Известен пакер с кабельным вводом [Патент RU 2540369 С2, МПК Е21В 33/12, опубл. 10.02.2015], содержащий ствол с продольным пазом для прокладки кабеля, уплотнительные элементы в виде манжет и якорь. Кабель расположен в продольном пазу и защищен сверху накладкой, а пространство в пазу между накладкой и кабелем заполнено герметизирующим компаундом.

Недостатком данного изобретения, во-первых, является метод герметизации кабеля компаундированием, т.к. при воздействии давления компаунд может деформироваться, в результате чего произойдет разгерметизация пакера по кабелю, во-вторых, использование компаунда увеличивает время спускоподъемных операций из-за необходимости затвердевания компаунда после монтажа, в-третьих, отсутствует процедура проверки герметичности кабельного ввода перед спуском в скважину.

Известен пакер двуствольный с проходом кабеля [Патент RU 2380518 С1, МПК Е21В 33/12, опубл. 27.01.2010], содержащий внутренний ствол, наружный ствол, ограниченный сверху прессовой втулкой, а снизу опорной втулкой, шарнирно-разъемный узел герметизации кабеля, размещенный в пространстве между наружным и внутренним стволом и состоящий из уплотнительных элементов, ограниченных в осевом направлении упорными шайбами, через который проходят трубки для закачки химреагентов, пакерный узел, выполненный из эластичного материала, якорный узел из конуса и плашек, накидную гайку, затягивающую пакерный узел и узел герметизации кабеля, гидромеханический привод, включающий соединенный с внутренним стволом неподвижный поршень, подвижный цилиндр, связанный с внешним стволом через толкатель, опирающийся на плашки якоря, и пружину возврата, расположенную в полости между неподвижным поршнем и подвижным цилиндром, при этом гидромеханический привод гидравлически сообщен с внутренним пространством насосно-компрессорной трубы (НКТ). Узел герметизации кабеля содержит канал для опрессовки кабеля в процессе монтажа пакерной установки.

Монтаж пакера осуществляется следующим образом: кабельный ввод, например с кабельным штекером, протягивают через верхнюю прессовую втулку, наружный ствол пакера и нижнюю опорную втулку, после чего спускают погружное оборудование и заданное количество НКТ, к последней муфте навинчивают неподвижный поршень с внутренним стволом, удаляют участок брони с кабеля на месте установки герметизатора кабеля, протаскивают кабель через герметизирующие элементы, выполненные шарнирно-разъемными, далее монтируют наружный пакерный ствол и затягивают его накидной гайкой, затем производят уплотнение кабеля затягиванием прессовой втулки над наружным стволом. После сборки герметизирующего кабельного узла производят опрессовку через канал в наружном стволе.

Инсталляцию пакера производят подачей в НКТ, которая гидравлически сообщена с приводом, жидкости под давлением. Жидкость, поступая в полость между подвижным цилиндром и неподвижным поршнем, оказывает давление на подвижный цилиндр и двигает его вверх, в результате усилие передается с подвижного цилиндра на толкатель, который в свою очередь передает усилие на плашки якоря, последние перемещаются по поверхности конуса до касания со стенками обсадной колонны и заякоривают. Пакеровка скважины осуществляется после заякоривания осевым усилием веса колонны НКТ.

Заложенный в известном пакере механический принцип инсталляции, когда распакеровка осуществляется за счет передачи усилия веса колонны НКТ на пакерный узел, снижает надежность пакера и ограничивает область его применения, так как для пакеровки скважины на малых глубинах и в горизонтальных скважинах веса колонны будет недостаточно для деформирования эластичного элемента пакерного узла, а на больших глубинах вес колонны НКТ будет превышать предельно-допустимое усилие, что приведет к повреждению уплотнительного элемента.

Задачей настоящего изобретения является увеличение надежности и повышение технологичности инсталляции пакера за счет исключения воздействия на него колонны НКТ.

Указанный технический результат достигается тем, что в двуствольном пакере с проходом кабеля, содержащем силовой кабель, внешний и внутренний стволы, вставленные один в другой и скрепленные между собой с образованием внутреннего кольцевого пространства, шарнирно-разъемный узел герметизации, включающий уплотнительные элементы с каналами для силового кабеля и трубки для закачки химреагентов, гидравлический привод, состоящий из поршня и цилиндра, толкатель, пакерный и якорный узлы, согласно изобретению поршень гидравлического привода установлен с возможностью осевого перемещения и снабжен наружной упорной резьбой, а на внутренней поверхности нижней части цилиндра, установленного неподвижно, выполнен паз, в котором размещена разрезная гайка с ответной упорной резьбой, взаимодействующей с поршнем, при этом гидравлический привод расположен между узлом герметизации и толкателем, опирающимся сверху на пакерный узел.

Для предотвращения процесса якорения и пакеровки во время опрессовки колонны НКТ целесообразна установка в якоре срезных штифтов.

Сущность изобретения поясняется чертежами, где на фиг. 1 представлен общий вид пакера перед спуском в скважину, на фиг. 2 - пакер в рабочем положении, фиг. 3 - уплотнительный элемент узла герметизации кабеля.

Пакер двуствольный с проходом кабеля содержит внутренний ствол 1 с резьбами на концах для соединения с колонной НКТ и радиальными отверстиями 2 в верхней части, внешний ствол 3, на который снизу навинчена упорная втулка 4, а сверху - прессовая втулка 5, опирающаяся торцами на опрессовочную гильзу 6, снабженную радиальным отверстием 7 для опрессовки. Радиальное отверстие 7 сообщается с осевым каналом 8, предназначенным для подачи жидкости под давлением в полость под гильзой 6 (фиг. 1, 2). Во время работы радиальное отверстие 7 закрыто пробкой 9 (фиг. 2). Стволы 1 и 3 вставлены один в другой и скреплены между собой с образованием кольцевого пространства, в верхней части которого размещен узел герметизации 10 с каналами 11 для силового кабеля 12 и с вмонтированными трубками для закачки химреагентов 13 (фиг. 3). Узел герметизации 10 состоит из эластичных уплотнительных элементов 14, ограниченных в осевом направлении упорными шайбами 15 (фиг. 1, 2). Уплотнительные элементы 14 и упорные шайбы 15 выполнены шарнирно-разъемными по линии каналов для протяжки силового кабеля 12 (фиг. 3). Между уплотнительными элементами 14 расположена втулка 16 (фиг. 1, 2), выполненная шарнирно-разъемной, в которой по внешнему и внутреннему периметру выполнены кольцевые пазы и имеется одно или несколько радиальных отверстий, образующих систему каналов, сообщающуюся гидравлически с радиальным отверстием 7 для опрессовки и радиальными отверстиями 2 во внутреннем стволе 1.

Ниже опрессовочной гильзы 6 на внешнем стволе 3 последовательно расположены гидравлический привод 17, пакерный узел 18 и якорный узел 19. Гидравлический привод 17 содержит цилиндр 20, установленный неподвижно за счет жесткого крепления на опрессовочной гильзе 6, и поршень 21 на штоке 22, который свободно насажен на внешний ствол 3 и имеет возможность осевого перемещения. На наружной поверхности штока 22 выполнена упорная резьба. На внутренней поверхности нижней части цилиндра 20 выполнен паз 23, в котором размещена разрезная гайка 24 с ответной упорной резьбой, взаимодействующей с упорной резьбой на штоке 22 для фиксации положения поршня 21.

Шток 22 опирается нижним торцом на толкатель 25, под которым расположен пакерный узел 18, состоящий из кольцевого уплотнительного элемента 26 и зажимных конусов 27, направленных острым краем навстречу друг другу и свободно перемещающихся по внешнему стволу 3. Пакерный узел 18 опирается на якорный узел 19, который состоит из нижнего и верхнего свободно перемещающихся по внешнему стволу 3 зажимных конусов 28, ориентированных острым краем навстречу друг другу, и якоря 29. Нижний конус 28 опирается на упорную втулку 4. В зажимные конусы 28 и якорь 29 вкручены срезные штифты 30, рассчитанные на срез при достижении необходимого давления для инсталляции пакера.

Пакер монтируют на скважине следующим образом.

Силовой кабель 12 с элементом токоввода (на схеме не показан) протягивают через прессовую втулку 5, опрессовочную гильзу 6, вдоль внешнего ствола 3 и соединяют, например, с погружным электродвигателем, затем спускают заданное количество НКТ (на схеме не указаны). К последней муфте навинчивают внутренний ствол 1, с кабеля 12 удаляют участок брони на месте узла герметизации 10, прокладывают жилы кабеля 12 через каналы 11 в шарнирных разъемах упорных шайб 15, уплотнительных элементов 14 и втулки 16. На внешний ствол 3 накручивают опрессовочную гильзу 6 с пробкой 9, а в нее ввинчивают прессовую втулку 5, с помощью которой зажимают в осевом направлении уплотнительные элементы 14, расположенные между упорными шайбами 15. После этого из опрессовочной гильзы 6 удаляют пробку 9, производят опрессовку узла герметизации 10 кабеля 12 подачей жидкости под давлением в радиальное отверстие 7 (фиг. 1). После завершения опрессовки вставляют пробку 9 и производят спуск пакера на заданную глубину.

Установка пакера внутри скважины происходит следующим образом.

В колонну НКТ подается жидкость под давлением, которая через радиальные отверстия 2 во внутреннем стволе 1 поступает в кольцевые пазы, выполненные по внешнему и внутреннему периметру втулки 16, откуда попадает в радиальное отверстие 7, закрытое от воздействия внешней среды пробкой 9, и через осевой канал 8 поступает в полость цилиндра 20 над поршнем 21. Под действием давления жидкости поршень 21 со штоком 22 начинает движение в осевом направлении и передает усилие на толкатель 25. При перемещении поршня 21 вниз происходит зацепление упорной резьбы на штоке 22 с ответной упорной резьбой на разрезной гайке 24, расположенной в пазу 23 нижней части цилиндра 20, тем самым фиксируется положение поршня 21 во время инсталляции пакера в скважине. Толкатель 25 передает усилие на зажимные конусы 27 пакерного узла 18, которые, в свою очередь, передают усилие на конусы 28 якорного узла 19, нижний конус которого опирается на упорную втулку 4. В результате действия силы на конусы 28 якорного узла 19 происходит срез штифтов 30 и якорь 29 разжимается до соприкосновения со стенками обсадной колонны 31, то есть осуществляется якорение (фиг. 2). Одновременно в пакерном узле 18 происходит встречное смещение конусов 27, расширяющих эластичный уплотнительный элемент 26 в радиальном направлении до соприкосновения его со стенками обсадной колонны 31, и производится пакеровка скважины (фиг. 2).

Таким образом, благодаря тому, что якорение и пакеровка производится при помощи гидравлической энергии, а не за счет веса колонны НКТ, обеспечивается возможность использования пакера как в скважинах с малой глубиной, так и в наклонных и горизонтальных скважинах, где усилия от веса колонны НКТ для пакеровки или якорения бывает недостаточно. Кроме того, создание давления с помощью жидкости дает возможность контролировать величину воздействия на уплотнительный элемент и на якорь, что позволит исключить случаи повреждения элементов пакера и, как следствие, увеличить надежность его работы. Наличие срезных штифтов в конусах якоря защищает от пакеровки и якорения устройство во время опрессовки лифта НКТ.

1. Двуствольный пакер с проходом кабеля, содержащий силовой кабель, внешний и внутренний стволы, вставленные один в другой и скрепленные между собой с образованием внутреннего кольцевого пространства, шарнирно-разъемный узел герметизации, включающий уплотнительные элементы с каналами для силового кабеля и трубки для закачки химреагентов, гидравлический привод, состоящий из поршня и цилиндра, толкатель, пакерный и якорный узлы, отличающийся тем, что поршень гидравлического привода установлен с возможностью осевого перемещения и снабжен наружной упорной резьбой, а на внутренней поверхности нижней части цилиндра, установленного неподвижно, выполнен паз, в котором размещена разрезная гайка с ответной упорной резьбой, взаимодействующей с поршнем, при этом гидравлический привод расположен между узлом герметизации и толкателем, опирающимся сверху на пакерный узел.

2. Двуствольный пакер по п. 1, отличающийся тем, что в якоре установлены срезные штифты, препятствующие процессу якорения и пакеровки до спуска пакера на заданную глубину.



 

Похожие патенты:

Изобретение относится к нефтяной и газовой промышленности и может быть использовано для изоляции пласта, по меньшей мере одного, в скважине как при ее креплении с применением операции цементирования обсадной колонны, так и в виде отдельной независимой изоляционной операции.

Изобретение относится к устройствам для изоляции пласта в скважине. Технический результат заключается в повышении надежности работы устройства, улучшении эксплуатационных характеристик.

Изобретение относится к области строительства нефтяных и газовых скважин и, в частности, к устройствам для разобщения пластов с применением пакеров. Технический результат - повышение надежности работы устройства.

Группа изобретений относится к трубным исполнительным системам и способам приведения в действие множества трубных исполнительных механизмов. Техническим результатом является уменьшение негативного воздействия на поток в стволе скважины.

Группа изобретений относится к затрубным барьерам, скважинным системам и способам сохранения уплотнения. Технический результат заключается в увеличении уплотнительной способности затрубного барьера.

Группа изобретений относится к кольцевым барьерам, расширяемым в кольцевом пространстве между трубчатой конструкцией скважины и внутренней стенкой ствола скважины, а также к кольцевым барьерным системам и системам ствола скважины, содержащим указанный кольцевой барьер.

Пакер // 2590171
Изобретение относится к пакерам. Техническим результатом является обеспечение возможности эффективной работы заявленного устройства при высоких рабочих давлении и температуре.

Изобретение относится к механическим пакерам. Техническим результатом является повышение надежности герметизации трубного и затрубного пространств за счет достижения и проверки полной герметизации в месте кабельного ввода, обеспечение защиты кабеля от повреждения, регулирование усилия срабатывания пакера при его посадке, ориентирование и предотвращение от свободного вращения на внешнем стволе пакера заякоривающего узла.

Изобретение относится к устройствам для разобщения отдельных участков ствола скважины. Техническим результатом является обеспечение возможности работы при высоких давлении и температуре.

Изобретение относится к пакерам. Техническим результатом является обеспечение возможности работы устройства при высоких давлении и температуре.

Группа изобретений относится к уплотнительным устройствам и способам для герметизации зоны нарушения в стволе скважины. Техническим результатом является изоляция участков ствола скважины. Уплотнительные устройства содержат трубный элемент, расширяющийся элемент и деформирующийся уплотнительный элемент, при этом посредством давления текучей среды происходит расширение или надувание расширяющегося элемента, который переводит деформирующийся уплотнительный элемент из его формы спуска в скважину в форму затвердевания. Управляющее воздействие, например изменение температуры, действует на деформирующийся уплотнительный элемент, обеспечивая изменение формы уплотнительного элемента, а при удалении управляющего воздействия обеспечивается оставление формы затвердевшего уплотнительного элемента, причем после этого трубный элемент и расширяющийся элемент можно убрать, оставив только деформированный затвердевший уплотнительный элемент в стволе скважины для герметизации зоны нарушения. 3 н. и 15 з.п. ф-лы, 6 ил.

Изобретение относится к области добычи нефти и газа. Техническим результатом является повышение рабочих давления и температуры. Устройство для разобщения отдельных участков ствола скважины содержит опорный элемент, уплотнительный элемент, установленный концентрично НКТ между нею и обсадной трубой, подвижный элемент сжатия уплотнительного элемента, установленный концентрично НКТ под элементом сжатия. Устройство содержит два отрезка НКТ, выполненных из титана по обе стороны от опорного элемента, опорную сопло-муфту в нижней части НКТ, а уплотнительный элемент выполнен из базальтового волокна, имеющего диаметр от 0,5 до 3,5 мкм, при этом базальтовое волокно насыщено частицами металла. 10 з.п. ф-лы, 3 ил., 1 табл.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, а именно к разработке пластовых залежей нефти, осложненных вертикальными разломами, вытеснением рабочим агентом. Технический результат - повышение эффективности разработки за счет экономии рабочего агента и энергии для его закачки в нефтеносный участок пласта от использования жидкости и энергии близлежащих участков. По способу определяют гипсометрические отметки пласта. Размещают вертикальные и горизонтальные добывающие, нагнетательные скважины за исключением зон максимального падения гипсометрических отметок пласта в непосредственной близости от разломов. Вдоль них размещают вертикальные добывающие скважины. Осуществляют закачку вытесняющего агента в нагнетательные скважины и отбор продукции из добывающих скважин. Переводят вертикальные добывающие скважины в нагнетательные при снижении в них дебита ниже уровня рентабельности. Осуществляют бурение дополнительных горизонтальных стволов, направленных в сторону линии разлома. При этом определяют непроницаемые границы разломов в залежи, разбивающие пласт на участки с различным пластовым давлением. Перед переводом обводнившихся добывающих скважин под нагнетание рабочего агента для поддержания пластового давления дополнительные горизонтальные стволы бурят со вскрытием непроницаемой границы разломов из обводнившегося участка пласта с более высоким пластовым давлением в нефтеносный участок пласта выше уровня водонефтяного контакта. Осуществляют переток жидкости из одного участка пласта в другой участок с пониженным пластовым давлением по дополнительным горизонтальным стволам. Объем закачиваемого с поверхности вытесняющего агента через нагнетательные скважины в участок с пониженным давлением снижают. 1 з.п. ф-лы, 1 табл., 1 пр., 1 ил.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, а именно к разработке и эксплуатации нефтяных пластов с зонами различной проницаемости в горизонтальных скважинах. Техническим результатом является исключение аварийности при установке устройства в горизонтальной скважине и разобщении открытого ствола горизонтальной скважины на отдельные участки. Устройство для разобщения открытого ствола горизонтальной скважины на отдельные участки включает соединенные продольно-гофрированные трубы с замкнутыми по периметру герметизирующими элементами, верхний и нижний цилиндрические участки, верхний из которых снабжен уплотненным поршнем с фиксатором, а нижний - снизу нерасширяемой втулкой, во внутреннюю полость которой герметично вставлен с возможностью перемещения ниппель, снабженный клапаном и соединенный сверху полой тягой с поршнем. Между верхними и нижними продольно-гофрированными трубами, расширяемыми до рабочего размера внутренним давлением, герметично размещена втулка с внутренним продольным отверстием, состоящим из большего верхнего и нижнего цилиндрических участков. При этом верхний поршень установлен в верхний цилиндрический участок с упором в сужение верхней продольно-гофрированной трубы с возможностью перемещения вниз с тягой после расширения этой трубы до рабочего диаметра. Нижняя втулка ниже ниппеля оснащена боковыми отверстиями и нижним полым упором, выполненным с возможностью взаимодействия с ниппелем при перемещении его вниз вместе с тягой и поршнем и открытием боковых отверстий. Тяга снабжена плунжером, установленным в больший цилиндрический участок отверстия втулки и выполненным с возможностью герметичного входа в меньший цилиндрический участок отверстия втулки при перемещении вниз вместе с тягой и поршнем. В тяге между плунжером и ниппелем выполнены боковые каналы. 3 ил.
Наверх