ПАКЕР МЕХАНИЧЕСКИЙ ДВУХСТОРОННЕГО ДЕЙСТВИЯ
BIDIRECTIONAL MECHANICAL PACKER

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 переводником 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 с хвостовиком, а верхний переводник - с колонной труб (патент РФ №2209926, МПК E21B 33/12, опубл. 10.08.2003 г.). Недостатком известного устройства 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 механический пакер, содержащий ствол с фигурным пазом на наружной поверхности с продольными короткими и длинными участками, жестко связанную со стволом опору, расположенные под ней с возможностью осевого перемещения относительно ствола уплотнительный элемент, конус и обойму, в которой установлены равномерно по ее окружности зубчатые шлипсы, кольцо, установленное в нижней части обоймы и с возможностью радиального вращения относительно обоймы, но жестко связанное с ней в осевом направлении, причем обойма зафиксирована относительно ствола в радиальном направлении, зубчатые шлипсы пружинами поджаты к стволу и расположены таким образом, что при контакте с конусом их наклонные плоские грани параллельны наклонным плоским граням конуса, а направляющий штифт размещен в фигурном пазу, причем зубчатые шлипсы помещены в кожух, который закреплен на обойме, имеющей в своей средней части пазы, в которых расположены центраторы с пружинами, закрепленные в обойме верхней и нижней крышками, причем под нижней крышкой расположено разрезное кольцо, на котором установлен направляющий штифт (RU 2453679, МПК E21B 33/129, опубл. 20.06.2012 г.). Недостатком данного пакера является низкая эффективность.
Известен также выбранный в качестве прототипа 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 клина, 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). Недостатками пакера, принятого за прототип, является необходимость вращения колонны насосно-компрессорных труб при установке и снятии пакера, что увеличивает операционное время, уменьшает надежность. Кроме того, данный пакер характеризуется сложностью и высокой стоимостью конструкции.
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 достигается за счет исключения контактов плашек со стенкой эксплуатационной колонны при спуске пакера, исключения аварийных ситуаций из-за поломки пружин плашек, исключения перемещения пакера по эксплуатационной колонне из-за скольжения плашек, а также снижения трудоемкости изготовления пакера и соответственно его цены при сохранении высоких эксплуатационных качеств и надежности.
Поставленная задача решается 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 две металлические шайбы с наружными конусными поверхностями, посредством которых они взаимодействуют с установленным между ними полиуретановым кольцом, причем над нижним антиэкструзионным узлом расположены три резиновые уплотнительные манжеты, взаимодействующие между собой конусными поверхностями, над которыми расположен верхний антиэкструзионный узел, содержащий металлическую шайбу и полиуретановое кольцо, аналогичные расположенным в нижнем антиэкструзионном узле, а над ним расположен верхний якорный узел, включающий конусную муфту, закрепленную посредством резьбового соединения на верхнем конце верхнего ствола, к которой прикреплен посредством гайки верхний кожух с вставленными в него верхними плашками, стянутыми верхним пружинным кольцом, причем под плашками в верхнем кожухе расположен конус разрезной, сегменты которого стянуты двумя стопорными кольцами, и который опирается на упор, который, в свою очередь, опирается на пружинящий пакет, состоящий из двух крайних и одного среднего упорных колец, между которыми расположены два разрезных кольца, и которые все вместе расположены в стакане, имеющем наружную нижнюю конусную поверхность, являющуюся частью верхнего антиэкструзионного узла.
При помощи нижнего якорного узла пакер удерживается от перемещения вниз, при помощи верхнего якорного узла пакер удерживается от перемещения вверх, таким образом обеспечивается двухстороннее действие пакера.
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.
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.
Разрезной конус обеспечивает высокую скорость радиального перемещения плашек к стенке эксплуатационной колонны при срабатывании верхнего якорного устройства, что способствует надежному контакту зубьев плашек со стенкой эксплуатационной колонны.
При длительных сроках эксплуатации пакера в скважине, верхний якорный узел покрывается оседающими взвешенными частицами из эксплуатационной жидкости межтрубного пространства скважины, что может приводить к заклиниванию плашек верхнего якорного устройства. С целью исключения заклинивания верхнего якорного устройства при снятии пакера конструкция кожуха плашек выполнена с захватом за конусную муфту, что способствует срыву заклинивших плашек.
Сущность изобретения поясняется чертежами, где на фиг.1 изображен пакер механический в сборе в транспортном положении; на фиг.2 изображен пакер механический в сборе в рабочем (посаженом) положении; на фиг.3 - фиксатор нижнего якорного устройства; на фиг.4 - развертка замкнутого фигурного паза.
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. На верхнем конце верхнего ствола посредством резьбового соединения закреплена конусная муфта 3, к которой прикреплен посредством гайки 4 верхний кожух 5, в котором вставлены верхние плашки 6, опирающиеся на широкий выступ верхнего ствола 1. Плашки 6 стянуты верхним пружинным кольцом 7. Ниже плашек в верхнем кожухе 5 расположен конус разрезной 8, сегменты которого стянуты двумя стопорными кольцами 9. Конус разрезной опирается на упор 10, который, в свою очередь, опирается на пружинящий пакет, состоящий из двух крайних упорных колец 11 и одного среднего упорного кольца 12, между которыми расположены два разрезных кольца 13. Упор 10 и пружинящий пакет расположены в стакане 14, имеющем наружную нижнюю конусную поверхность. Все перечисленные детали расположены на верхнем стволе 1, образуют верхний якорный узел.
Ниже верхнего якорного узла расположен верхний антиэкструзионный узел, образованный нижней конусной поверхностью стакана 14, внутренними коническими поверхностями полиуретанового кольца 15 и наружной конической поверхностью металлического кольца 16.
Под верхним антиэкструзионным узлом расположен узел уплотнений, состоящий из верхней и нижней уплотнительных манжет 17 и расположенной между ними средней уплотнительной манжеты 18, причем нижняя манжета узла уплотнений опирается на нижний антиэкструзионный узел, аналогичный верхнему антиэкструзионному узлу, но содержащему два металлических кольца 16.
Нижний антиэкструзионный узел опирается на конус опорный 19 нижнего якорного узла, который расположен на нижнем стволе 2 и в состав которого входят: конус опорный 19, корпус 20, к которому сверху на резьбе присоединен нижний кожух 21 и зафиксирован от отворачивания винтом 22. В окнах кожуха 21 располагаются нижние плашки 23, которые в транспортном положении прижаты к нижнему стволу 2 при помощи пружин 24. В нижней части корпуса 20 выполнены прямоугольные окна, в которых располагаются центраторы 25 с пружинами 26. Центраторы 25 удерживаются в корпусе 20 при помощи верхней 27 и нижней 28 крышек, соединенных с корпусом резьбой и зафиксированных от отворачивания винтами 22 и 29. К нижней части корпуса 20 присоединено кольцо разрезное 30 с фиксатором 31, удерживаемым от отворачивания винтом 32. Половинки кольца разрезного 30 соединены винтами 33 (фиг.3).
Для снижения ослабления нижнего ствола применяется замкнутый фигурный паз (фиг.4), который состоит из длинного вертикального участка I (рабочее положение) и короткого вертикального участка II (транспортное положение). В нижней части вертикальные участки соединены выборкой, имеющей треугольную форму. Вершина треугольной выборки располагается на коротком вертикальном участке и сторона, прилегающая к вершине, располагается вертикально, являясь продолжением наружного контура короткого вертикального участка. Сторона, прилегающая к вершине треугольной выборки с другой стороны, образует с коротким вертикальным участком острый угол, а с длинным - тупой. Основание треугольной выборки образует с длинным вертикальным участком острый угол, а с коротким - тупой. Верхнюю часть короткого вертикального участка завершает наклонный участок III, расположенный к короткому вертикальному участку под острым углом. Верхняя часть наклонного участка располагается между коротким и длинным вертикальными участками и выполнена в виде треугольного уступа, одна сторона которого располагается вертикально, а вторая - образует с длинным вертикальным участком острый угол. Между длинным и коротким вертикальными участками располагается выступ IV, выполненный в виде параллелограмма. Наружные вертикальные стороны выступа являются внутренними вертикальными сторонами короткого и длинного вертикальных участков. Верхняя сторона выступа примыкает к короткому вертикальному участку, образуя острый угол внутри параллелограмма. Нижняя сторона выступа является основанием треугольной выборки и образует с коротким вертикальным участком тупой угол внутри параллелограмма.
Пакер механический двухстороннего действия работает следующим образом.
Перед спуском в скважину пакер находится в вертикальном положении (фиг.1), фиксатор 31 - в точке А замкнутого паза (фиг.4). Такое положение фиксатора 31 в замкнутом 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 25 взаимодействуют со стенками эксплуатационной колонны 34 (фиг.2) и не дают возможности нижнему якорному узлу перемещаться вниз до тех пор, пока совместное усилие пружин 26 не будет преодолено силой веса спускаемых насосно-компрессорных труб. Таким образом, нижний якорный узел остановится при входе в эксплуатационную колонну скважины 34 (фиг.2), а стволы 1 и 2 со всеми расположенными на них узлами будут продолжать перемещение вниз. Одновременно фиксатор 31 будет передвигаться по короткому вертикальному участку II (фиг.4), далее по наклонному участку III до тех пор, пока не попадет в точку Б. В этой точке перемещение стволов 1, 2 (фиг.1) относительно нижнего якорного узла прекратится, и они начнут совместное перемещение вниз. При этом пружины 26 сожмутся, обеспечивая постоянный контакт центраторов 25 со стенками эксплуатационной колонны 34 (фиг.2) скважины. Такое положение деталей пакера будет сохраняться до установки спускаемой НКТ на клиновую подвеску. После наворачивания следующей спускаемой НКТ на предыдущую стоящую на клиновой подвеске 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 (фиг.1), удерживаемый на стенках эксплуатационной колонны 34 (фиг.2) прижатыми к ней центраторами 25, будет оставаться на месте. Стволы 1, 2 начнут перемещение вверх относительно стоящего на месте нижнего якорного узла. Одновременно фиксатор 31 из точки Б (фиг.4) будет перемещаться относительно ствола 2 (фиг.1) вниз до соприкосновения с выступом IV (фиг.4) в точке В, после чего фиксатор 31 будет перемещаться наклонно по верхней стороне выступа IV (фиг.4), по длинному вертикальному участку I, наклонной стороне нижней выборки, образующей с длинным пазом тупой угол до точки А.
После снятия колоны НКТ с клиновой подвески происходит ее спуск, и стволы 1, 2 движутся вниз относительно нижнего якорного узла. Такое перемещение будет продолжаться до тех пор, пока фиксатор 31 не достигнет точки Б (фиг.4). 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 транспортном перемещении пакера вниз фиксатор 31 будет передвигаться в замкнутом контуре от точки Б (фиг.4) 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).
При достижении пакером планируемого интервала установки следует перевести нижний якорный узел из транспортного положения - в рабочее посредством следующих манипуляций: поднять колонну НКТ на высоту, не превышающую Нр (фиг.4). Одновременно фиксатор 31 (фиг.1) будет перемещаться из точки Б (фиг.4) вниз до соприкосновения с выступом IV, по верхней наклонной стороне выступа IV 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 31 между точками Е и Г следует опустить колонну НКТ до установки (посадки) пакера. Одновременно фиксатор 31 (фиг.1) будет перемещаться вверх по длинному вертикальному участку I (фиг.4), стремясь достичь точки Д. Детали 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 19 будут перемещаться вниз относительно стоящего на месте нижнего якорного узла. При этом конус опорный 19 будет перемещаться вниз относительно стоящего на месте нижнего якорного узла до соприкосновения с плашками 23, которые под действием конуса опорного 19, преодолевая усилие пружин 24, начнут раздвигаться радиально до соприкосновения со стенкой эксплуатационной колонны 34 и фиксации на ней. Одновременно усилие от веса спускаемой колонны НКТ, воспринимаемое верхним стволом 1, будет передаваться через узкий выступ верхнего ствола, взаимодействующий с конусом разрезным 8, на стакан 14 и верхний антиэкструзионный узел, состоящий из конусной нижней части стакана 14, полиуретанового кольца 15 и кольца стального 16, далее на узел уплотнений, нижний антиэкструзионный узел и конус опорный 19, зафиксированный относительно стенки эксплуатационной колоны 34 нижним якорным узлом. Полиуретановые кольца 15 антиэкструзионных узлов, перемещаясь радиально по конусным поверхностям стальных колец 16, закроют зазоры между конусом опорным 19, стаканом 14 и стенкой эксплуатационной колонны 34 и исключат затекание в них резины манжет уплотнительных 17. Усилие от веса спускаемой колонны НКТ будет деформировать манжеты уплотнительные 17 и 18 таким образом, что они начнут заполнять пространство, ограниченное стенкой эксплуатационной колонны 34 и верхним и нижним антиэкструзионными узлами, разделяя внутреннее пространство эксплуатационной колонны 34 на герметично разобщенное надпакерное и подпакерное пространство.
При этом конус разрезной 8 будет оставаться прижатым к верхнему стволу 1 до того момента пока суммарное усилие упругих элементов узла уплотнений и антиэкструзионных узлов не превысит суммарного усилия колец разрезных 13, колец стопорных 9 и сил трения. В этот момент начнется следующее изменение взаимного положения деталей верхнего якорного узла: сегменты конуса разрезного 8 начнут перемещаться радиально по наклонной конусной поверхности узкого выступа верхнего ствола 1 и упора 10, преодолевая усилия сопротивления стопорных колец 9, колец разрезных 13 и сил трения, до выхода на цилиндрическую часть узкого выступа верхнего ствола 1. В этот момент конус разрезной 8 под действием сил сопротивления упругих элементов верхнего и нижнего антиэкструзионных узлов, узла уплотнений начнет мгновенное короткое ускоренное осевое перемещение навстречу верхнему стволу 1 и плашкам 6. Под действием движущихся навстречу друг другу конуса разрезного 8 и конусной муфты 3, плашки 6, преодолевая усилие верхнего пружинного кольца 7, начнут перемещаться радиально к стенке эксплуатационной колонны 34 (фиг.2) до врезания в нее и фиксации на ней верхнего якорного узла.
Для демонтажа пакера необходимо выполнить подъем спускаемой колонны НКТ. При этом будут происходить следующие перемещения деталей пакера: стволы 1 и 2, конусная муфта 3 будут перемещаться вверх, освобождая плашки 6, которые под действием верхнего пружинного кольца 7 перемещаются радиально к стволу 1 и выходят из соприкосновения с эксплуатационной колонной 34 (фиг.2). Одновременно исключается рабочий зазор hp (фиг.1), что способствует взаимодействию выступа конусной муфты 3 с гайкой кожуха 4 для обеспечения дополнительного усилия, способствующего разобщению плашек 6 и стенки эксплуатационной колонны 34 (фиг.2). Одновременно возвращаются в свое первоначальное положение сегменты конуса разрезного 8 (фиг.1), кольца стопорные 9, упор 10, кольца упорные 11, кольца разрезные 13, детали антиэкструзионных узлов 15, 16 и узла уплотнений 17, 18, конус опорный 19, который войдет в соприкосновение с цилиндрическим выступом ствола 2. Под действием пружины 24 плашки 21 выйдут из соприкосновения со стенкой эксплуатационной колонны 34 (фиг.2) скважины и прижмутся к нижнему стволу 2. Одновременно фиксатор 31 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. В это время нижний якорный узел фиксируется на эксплуатационной колонне 34 (фиг.2) при помощи центраторов 25, а стволы 1 и 2 перемещаются вниз, фиксатор 31 будет перемещаться из точки А (фиг.4) по короткому вертикальному участку II, наклонному участку III до точки Б, обеспечивая транспортное положение нижнего якорного узла при подъеме пакера из скважины.
Предложенная конструкция пакера обеспечивает установку пакера посредством осевых манипуляций колонны насосно-компрессорных труб, демонтаж за счет натяжения колонны насосно-компрессорных труб, исключение контактов плашек 6 и 23 со стенкой эксплуатационной колонны 34 (фиг.2) во время транспортировки пакера к месту установки, исключение заклинивания плашек 6 верхнего якорного узла при демонтаже пакера, исключение аварийных ситуаций из-за поломки пружин 26 центраторов 25, 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.