ПАКЕРНЫЙ КОМПЛЕКС ДЛЯ ОДНОВРЕМЕННОГО НАГНЕТАНИЯ ЖИДКОСТИ В СКВАЖИНУ И ДОБЫЧИ ИЗ НЕЕ НЕФТИ

Полезная модель относится к технике для обследования и ремонта буровых скважин, в частности к пакерам, и может быть использована для поиска и ликвидации мест негерметичности эксплуатационной колонны в скважинах.
Известен пакер, содержащий ствол и пакерирующие узлы с уплотнительными элементами, гидроцилиндром, поршнем и системой взаимосвязанных отверстий, при этом пакер снабжен перепускным клапаном с корпусом, выполненным в виде перевернутого стакана, в котором расположена направляющая втулка с каналами в стенках и запорный элемент, в дне корпуса выполнено несколько сквозных отверстий и несколько отверстий с выходом в боковую стенку, а пакерирующие узлы установлены с противоположным направлением движения гидроцилиндров. (см. патент RU №2175710, кл. Е 21 В 33/12, 10.11.2001).
Недостатками известного пакера являются:
- невозможность многократного использования пакера с извлечением его из скважины из-за отсутствия элементов, способных ограничить перемещение гидроцилиндра и регулирование деформируемости уплотнительных элементов, ответственных за обеспечение герметичности зазора между стенкой скважины и уплотнительными элементами. Отсутствие ограничителей способствует развитию больших деформаций уплотнительных элементов пакера, которые приводят к размягчению резины, потере упругости. В результате уплотнительные элементы, выполненные из резины, необратимо изменяют свою структуру и повторно использоваться не могут;
- невозможность обеспечить надежную работу пакера в связи с значительным влиянием вибрации в системе в целом и невозможностью уменьшить ее за счет уплотнительных элементов, так как наблюдается ярко выраженный эффект виброползучести в резине (уплотнительных элементах) в связи с отсутствием ограничителей деформации и вибровоздействия на нее. Все это приводит к изменению свойств резины в сторону ее разупрочнения и потере упругости, при этом не обеспечивается изоляция требуемого участка скважины и не исключаются тем самым возможности межпластовых перетоков жидкости. Исключается возможность повторно
использовать уплотнительные элементы, тем более многократно и с извлечением пакера из скважины.
Наиболее близким к полезной модели по технической сущности и достигаемому результату является пакер гидравлический двухстороннего действия, содержащий установленный на колонне труб пакер, включающий закрепленные посредством внутренних труб верхнюю и нижнюю самоуплотняющиеся манжеты, обращенные колоколообразными частями в противоположные стороны, и расположенные между ними цилиндрическую манжету и разъединительную втулку (см. авторское свидетельство SU №133020. кл. Е 21 В 33/129, 01.01, 1960).
Однако данный пакер не обеспечивает возможности одновременной подачи в скважину одной жидкости и одновременного отбора из скважины другой жидкости. Кроме того не представляется возможным сохранение хотя бы одной самоуплотняющейся манжеты в процессе спуска пакера, что ведет к ее повышенному износу и возможности повреждения в процессе работы по спуску и установке пакера в скважине.
Техническим результатом, на достижение которого направлена настоящая полезная модель, является обеспечение возможности посредством пакерного комплекса закачки в скважину одной жидкости и одновременного отбора из нее другой жидкости при повышении устойчивости, надежности и долговечности сохранения эксплуатационных свойств уплотнительных элементов в виде самоуплотняющихся манжет и пакерного комплекса в целом без извлечения и с извлечением его из скважины.
Указанный технический результат достигается за счет того, что пакерный комплекс для одновременного нагнетания жидкости в скважину и добычи из нее нефти содержит установленный на колонне труб пакер, включающий закрепленные посредством внутренних труб верхнюю и нижнюю самоуплотняющиеся манжеты, обращенные колоколообразными частями в противоположные стороны, и расположенные между ними цилиндрическую манжету и разъединительную втулку, при этом комплекс снабжен установленным над пакером распределителем потоков жидкостей с нагнетательной трубой и установленным на соединительной трубе нижним пакером, при этом внутренние трубы пакера соединены между собой, а нижний пакер выполнен с внутренними трубами и манжетами, аналогичными манжетам верхнего пакера, под нижней самоуплотняющейся манжетой каждого пакера на внутренней трубе закреплено устройство фиксации колоколообразной части нижней самоуплотняющейся манжеты пакеров, верхняя самоуплотняющаяся манжета верхнего пакера и нижняя самоуплотняющаяся манжета нижнего пакера установлены с возможностью свободного перемещения, нижняя самоуплотняющаяся манжета верхнего пакера и верхняя самоуплотняющаяся манжета
нижнего пакера установлены неподвижно, нагнетательная труба установлена во внутренних трубах верхнего пакера с образованием кольцевого прохода вокруг нагнетательной трубы сообщенного через распределитель потоков жидкостей с колонной труб, затрубное пространство комплекса сообщено через распределитель потоков жидкостей с нагнетательной трубой, а нижний конец нагнетательной трубы расположен в центральном стволе верхнего пакера с возможностью продольного перемещения и уплотнен относительно него.
Устройство фиксации колоколообразной части нижней самоуплотняющейся манжеты пакеров выполнено в виде неподвижного поршня с цилиндрической полой опорой и закрепленным на поршне центральным стволом, на котором установлен подвижный охватывающий поршень и колоколообразную часть нижней самоуплотняющейся манжеты пакеров в ее исходном состоянии защитный кожух, при этом защитный кожух выполнен в виде стакана и установлен на центральном стволе с образованием между поршнем и защитньм кожухом полости сообщенной через выполненное в центральном стволе отверстие с внутренним пространством внутренних труб пакеров, а в цилиндрической полой опоре неподвижного поршня верхнего пакера выполнены отверстия, сообщающие затрубное пространство комплекса с кольцевым проходом вокруг нагнетательной трубы.
На нижнем конце центрального ствола верхнего пакера закреплена клапанная муфта с переходником, в которой на срезных штифтах установлено седло клапана с перекрывающим его шариком, а на переходнике посредством муфты закреплена соединительная труба с нижним пакером.
Под верхней самоуплотняющейся манжетой нижнего пакера на его внутренней трубе установлен упорный переходник на котором установлен гидравлический якорь, включающий подвижные в радиальном направлении плашки, на гидравлическом якоре установлена внутренняя труба нижней самоуплотняющейся манжеты нижнего пакера и на последней над нижней самоуплотняющейся манжетой последовательно установлены разъединительная втулка и цилиндрическая манжета нижнего пакера, а на нижнем конце центрального ствола нижнего пакера закреплен переводник со стопорным кольцом с наружной стороны переводника и клапанным узлом внутри переводника, причем клапанный узел установлен с возможностью перемещения относительно переводника и зафиксирован в исходном его состоянии относительно переводника посредством шариков, установленных в отверстиях в стенке переводника между клапанным узлом и расположенной с внешней стороны переводника гайкой, последняя установлена с возможностью перемещения относительно переводника и в исходном положении
установлена на стопорном кольце, а на гайке закреплен охватывающий центральную трубу и выполненный в виде перевернутого стакана колпак.
Анализ работы пакеров с эластичными уплотнительными элементами и, в частности с самоуплотняющимися манжетами в качестве уплотнительных элементов показал, что можно добиться повышения их эксплуатационной надежности путем предотвращения воздействия отрицательных факторов на манжеты в процессе спуска и установки пакера. Размещение нижней эластичной манжеты в защитном кожухе позволяет исключить механическое воздействие на манжету в процессе ее спуска. Установка ниже манжет клапанных узлов, зафиксированных один посредством срезных штифтов и второй посредством шарика и гайки позволяет легко и быстро перевести пакерный комплекс в рабочее положение без спуска в скважины дополнительного оборудования, в частности различного рода утяжелителей. Однако выполнение одного пакера не дает возможности организовать добычу из скважины одной жидкости, в частности нефти, при одновременной закачке в скважину другой жидкости, что позволило бы за счет увеличения пластового давления увеличить добычу нефти из скважины. Поэтому необходимо обеспечить разъединение внутреннего пространства скважины. Выполнение двухпакерной системы позволяет разделить скважину на зоны. Однако в процессе работы возникают большие перепады давления. Сочетание самоуплотняющихся манжет и цилиндрической сжимаемой манжеты позволяет повысить надежность работы пакеров, а гидравлический пакер предотвращает срыв пакеров и их повреждение за счет этого.
Таким образом достигнуто надежное разобщение ствола скважины посредством сравнительно простой конструкции пакерного комплекса двухстороннего действия с самоуплотняющимися манжетами.
На фиг.1 показан продольный разрез пакерного комплекса в исходном состоянии, на фиг.2 показан продольный разрез пакерного комплекса после его распакеровки, на фиг.3 показан разрез А-А на фиг.1 и на фиг.4 показан разрез Б-Б на фиг.1.
Пакерный комплекс для одновременного нагнетания жидкости в скважину и добычи из нее нефти содержит установленный на колонне труб 1 верхний пакер 2, включающий закрепленные посредством внутренних труб 3 и 4 верхнюю 5 и нижнюю 6 самоуплотняющиеся манжеты, обращенные колоколообразными частями в противоположные стороны. Кроме того, пакерный комплекс снабжен установленным над пакером 2 распределителем 7 потоков жидкостей с нагнетательной трубой 8 и установленный ниже верхнего пакера 2 на соединительной трубе 9 нижний пакер 10. Внутренние трубы 3 и 4 верхнего пакера 2 соединены между собой посредством
расположенной между манжетами 5 и 6 промежуточной втулки 11. Между последней верхней самоуплотняющейся манжетой 5 пакера 2 на внутренней трубе 3 установлены цилиндрическая манжета 12 и разъединительная втулка 13. Под нижней манжетой 6 пакера 2 на внутренней трубе 4 закреплено устройство фиксации колоколообразной части нижней манжеты 6, включающее неподвижный поршень 14 с цилиндрической полой опорой 15, в которой выполнены отверстия 16. На поршне 14 закреплен центральный ствол 17, на котором установлен подвижный охватывающий поршень 14 и колоколообразную часть нижней самоуплотняющейся манжеты 6 верхнего пакера 2 в ее исходном состоянии защитный кожух 18. Последний выполнен в виде стакана и установлен на центральном стволе 17 с образованием между поршнем 14 и защитным кожухом 18 полости, сообщенной через выполненное в центральном стволе 17 отверстие 19с внутренним пространством внутренних труб 3 и 4 пакера 2. Нагнетательная труба 8 установлена во внутренних трубах 3 и 4 пакера 2 с образованием кольцевого прохода вокруг нагнетательной трубы 8, сообщенного через распределитель 7 потоков жидкостей, а именно через выполненные в нем отверстия 20, с колонной труб 1. Затрубное пространство колонны труб 1 сообщено через распределитель 7 потоков жидкостей, а именно через выполненное в нем отверстие 21, с нагнетательной трубой 8. Нижний конец нагнетательной трубы 8 расположен в центральном стволе 17 пакера 2 с возможностью продольного перемещения и уплотнен относительно него. На нижнем конце центрального ствола 17 пакера 2 закреплена клапанная муфта 22 с переходником 23, в которой на срезных штифтах 24 установлено седло 25 клапана с перекрывающим его шариком 26, а на переходнике 23 посредством муфты 27 закреплена соединительная труба 9 с нижним пакером 10, при этом последний включает закрепленные посредством внутренних труб 28 и 29 верхнюю 30 и нижнюю 31 самоуплотняющиеся манжеты, обращенные колоколообразными частями в противоположные стороны. Под верхней самоуплотняющейся манжетой 30 нижнего пакера 10 на его внутренней трубе 28 установлен упорный переходник 32, на котором ниже установлен гидравлический якорь 33, включающий подвижные в радиальном направлении плашки 34. На гидравлическом якоре 33 установлена внутренняя труба 29 нижней самоуплотняющейся манжеты 31 нижнего пакера 10, а над последней на внутренней трубе 29 последовательно установлены разъединительная втулка 35, цилиндрическая манжета 36 и упорная втулка 37. Под нижней самоуплотняющейся манжетой 31 нижнего пакера 10 на внутренней трубе 29 закреплен неподвижный поршень 38 с цилиндрической полой опорой и закрепленным на этом поршне 38 центральным стволом 39, на котором установлен подвижный охватывающий неподвижный поршень 38 и колоколообразную часть нижней
самоуплотняющейся манжеты 31 нижнего пакера 10 в ее исходном состоянии защитный кожух 40, при этом защитный кожух 40 выполнен в виде стакана и установлен на центральном стволе 39 с образованием между поршнем 38 и кожухом 40 полости, сообщенной через выполненное в центральном стволе 39 отверстие 41 с внутренним пространством внутренних труб 29 и 28 нижнего пакера 10, а на нижнем конце центрального ствола 39 закреплен переводник 42 со стопорным кольцом 43 с наружной стороны переводника 42 и клапанным узлом 44 внутри переводника 42, причем клапанный узел 44 установлен с возможностью перемещения относительно переводника 42 и зафиксирован в исходном его состоянии относительно переводника 42 посредством шариков 45, установленных в отверстиях в стенке переводника 42 между клапанным узлом 44 и расположенной с внешней стороны переводника 42 гайкой 46. Последняя установлена с возможностью перемещения относительно переводника 42 и в исходном положении установлена на стопорном кольце 43, а на гайке 46 закреплен охватывающий нижнюю центральную трубу 39 и выполненный в виде перевернутого стакана колпак 47.
Комплекс спускается в скважину в компоновке, показанной на фиг.1 с нижней самоуплотняющейся манжетой 6 верхнего пакера 2 и нижней самоуплотняющейся манжетой 31 нижнего пакера 10, заправленными в защитные кожухи, соответственно 18 и 40.
При спуске комплекса в скважину на заданную глубину в затрубное пространство насосным агрегатом подается жидкость. Верхняя самоуплотняющаяся манжета 5 перекрывает ствол скважины и свободно перемещается по внутренней трубе 3, сжимая через разъединительную втулку 13 цилиндрическую манжету 12, что позволяет дополнительно перекрыть ствол скважины, а именно в данном случае пространство между верхним пакером 2 и эксплуатационной колонной (не показана) и жидкость через два отверстия 21 распределителя 7 потоков, нагнетательную трубу 8, центральный ствол 17 и через отверстие 19 поступает в кольцевое пространство под защитным кожухом 18, при этом шарик 26 перекрывает седло 25 клапана. Под действием давления жидкости, защитный кожух 18 перемещается по центральному стволу 17 вниз, освобождая колоколообразную часть самоуплотняющейся манжеты 6. При дальнейшем повышении давления жидкости срезается штифт 24, освобождая седло 25, которое с шариком 26 падает на клапанный узел 44. Далее жидкость проходит через клапанную муфту 22, переходник 23, муфту 27 соединительную трубу 9, внутреннюю трубу 28 нижнего пакера 10, упорный переходник 32, ствол гидравлического якоря 33 и отверстие 41 и поступает в кольцевое пространство между защитным кожухом 40 и центральным стволом 39 нижнего пакера 10, перемещая защитный кожух 40 до упора в колпак 47 и освобождая
колоколообразную часть нижней самоуплотняющейся манжеты 31, которая через разъединительную втулку 35 передает давление на цилиндрическую манжету 36, дополнительно перекрывающую затрубное пространство и воспринимающую давление снизу.
Под действием давления внутри гидравлического якоря 33 десять плашек 34 выдвигаются наружу в радиальном направлении и внедряются в стенку эксплуатационной колонны (не показана). В результате гидравлический якорь 33 фиксирует пакерный комплекс в месте посадки и предохраняет его от осевых перемещений под воздействием нагрузки.
При дальнейшем повышении давления защитный кожух 40 передает осевое усилие на колпак 47 и гайку 46, срывает стопорное кольцо 43. Колпак 47 с гайкой 46, продолжая движение вниз до упора в торец переводника 42, освобождает три шарика 45, которые перемещаются в полость колпака 47. Расфиксированный клапанный узел 44 с лежащими на нем седлом 25 клапана и шариком 26 падают вниз, освобождая проход жидкости для нагнетания через внутреннюю полость комплекса в подпакерную зону комплекса.
При добыче нефти жидкость через перфорационные отверстия в эксплуатационной колонне поступает в межпакерное пространство комплекса, ограниченное самоуплотняющимися манжетами б и 30. Под действием насоса (не показан) жидкость (нефть) движется вверх, проходит через отверстия 16 в полой опоре 15 неподвижного поршня 14 верхнего пакера 2, далее по кольцевой проход вокруг нагнетательной трубы 8 и через шесть отверстий 20 распределителя 7 потоков попадает в надпакерное пространство во внутреннюю полость колонны труб 1 и далее к насосу, который направляет откачиваемую из скважины нефть к устью скважины.
Настоящая полезная модель может быть использована в нефтедобывающей промышленности для интенсификации добычи нефти или других жидких сред, которые могут добывать из скважин.