Скважинное герметизирующее устройство

Полезная модель относится к скважинным устройствам для герметизации затрубного пространства и может быть применена в составе скважинного оборудования при эксплуатации нефтяных скважин с высоким содержанием механических примесей в пластовом флюиде, в частности, при использовании скважинных сепараторов механических примесей.
Наиболее близким аналогом (прототипом) предлагаемого устройства является скважинное герметизирующее устройство газопесочного сепаратора, содержащее цилиндрический корпус с центральным входным и боковыми выходными отверстиями, установленный на цилиндрическом корпусе герметизирующий элемент, выполненный в виде манжеты с конической частью, верхний и нижний центраторы (см. RU 2529978 С1,опуб. 10.10.2014).
Недостатками прототипа являются: низкая надежность скважинного герметизирующего узла, а именно невысокая герметизирующая способность, вызванная расположением манжеты расширяющейся частью вниз, что при росте давления над манжетой будет приводить к ее сжатию и нежелательным перетокам пластового флюида, содержащего механические примеси между манжетой и эксплуатационной колонной, а также недостаточной жесткостью манжеты в месте ее крепления, что может привести к повреждению манжеты при спуске в скважину из-за трения об эксплуатационную колонну при прохождении стыков в муфтовых соединениях обсадных труб эксплуатационной колонны.
Технический результат предложенного технического решения заключается в повышении надежности скважинного герметизирующего устройства.
Технический результат достигается тем, что скважинное герметизирующее устройство, содержащее цилиндрический корпус с центральным входным и боковыми выходными отверстиями, установленный на цилиндрическом корпусе герметизирующий элемент, верхний и нижний центраторы, расположенные на цилиндрическом корпусе выше и ниже герметизирующего элемента, при этом согласно полезной модели, герметизирующий элемент выполнен комбинированным в виде двух последовательно размещенных по высоте корпуса манжет, расположенных расширяющейся конической частью друг к другу, при этом каждая манжета имеет армирующую металлическую втулку, а между манжетами установлен патрубок, по концам которого закреплены армирующие металлические втулки манжет, при этом длина патрубка выбрана таким образом, чтобы расстояние между расширяющимися коническими частями манжет превышало зазор между торцами обсадных труб эксплуатационной колонны.
На фиг. 1 изображен разрез скважинного герметизирующего устройства, размещенного в скважине.
На фиг. 2 изображен разрез скважинного герметизирующего устройства совместно с сепаратором механических примесей (сепаратор показан пунктирной линией).
Скважинное герметизирующее устройство (фиг. 1) состоит из цилиндрического корпуса 1 с центральным входным 2 и боковыми выходными 3 отверстиями. На цилиндрическом корпусе 1 между верхним 4 и нижним 5 центраторами установлены верхняя 6 и нижняя 7 манжеты с конической расширяющейся частью. Верхний 4 и нижний 5 центраторы служат для фиксации манжет на цилиндрическом корпусе 1 и их защиты от чрезмерного сжатия от контакта с обсадными трубами 8 при спуске устройства в скважину. Каждая из манжет 6 и 7 имеют армирующую втулку 9, при этом манжеты 6 и 7 расположены на цилиндрическом корпусе 1 конической расширяющейся частью друг к другу. Между манжетами 6 и 7 на цилиндрическим корпусе 1 установлен патрубок 10, по концам которого закреплены армирующие втулки 9, благодаря этому манжеты 6 и 7 жестко зафиксированы на корпусе 1 между центраторами 4 и 5 патрубком 10 от осевого перемещения. При этом длина патрубка 10 выбирается таким образом, чтобы расстояние Н между концами расширяющихся конических частей манжет 6 и 7 превышало зазор h между торцами обсадных труб 8 эксплуатационной колонны. В нижней части цилиндрического корпуса 1 для обеспечения возможности соединения устройства со скважинным оборудованием (например, со скважинным сепаратором механических примесей) установлена муфта 11. В верхней части цилиндрического корпуса 1 размещена заглушка-переводник 12, обеспечивающая возможность соединения устройства с насосно-компрессорными трубами (на фиг. 1 и 2 не показаны) и перекрывающая центральный канал в цилиндрическом корпусе 1, направляя поток жидкости через боковые выходные отверстия 3 в затрубное пространство 13 выше герметизирующего устройства.
Процесс работы скважинного герметизирующего устройства рассмотрим на примере его использования со скважинным сепаратором механических примесей при эксплуатации скважин с высоким содержанием механических примесей в пластовом флюиде (фиг. 2).
Скважинное герметизирующее устройство собирается на заводе-изготовителе в соответствии с диаметром обсадных труб целевой скважины. К скважинному герметизирующему устройству при помощи муфты 11 присоединяется сепаратор механических примесей 14 (на фиг. 2 показан пунктирной линией), и герметизирующее устройство с сепаратором 14 спускается в скважину. При этом диаметр манжет 6 и 7 выбран на 2-4 мм меньше внутреннего диаметра обсадных труб 8. Поскольку расстояние между манжетами Н превышает зазор h между торцами обсадных труб 8 (величина зазора h строго регламентирована в зависимости от диаметра обсадных труб), то при спуске или подъеме при прохождении стыков между обсадными трубами 8 одна из манжет 6 и 7 всегда будет располагаться выше или ниже зазора h между торцами обсадных труб 8 и будет центрировать герметизирующее устройство в обсадных трубах не давая другой манжете своей расширяющейся частью попасть в зазор h между торцами обсадных труб 8, предотвращая таким образом манжеты от повреждения, что значительно повышает надежность герметизирующего устройства.
После спуска герметизирующего устройства и запуска скважинного насоса, расположенного на насосно-компрессорных трубах выше герметизирующего устройства (на фиг. 1 и 2. не показан), благодаря небольшому зазору между обсадными трубами 8 и манжетами 6 и 7, который создает гидравлическое сопротивление, пластовая жидкость поступает во входные отверстия 15 сепаратора механических примесей, в котором происходит ее очистка от механических примесей. Далее очищенная от механических примесей пластовая жидкость по центральному входному отверстию 2 устройства, а затем через боковые выходные отверстия 3 выбрасывается в затрубное пространство 13 выше герметизирующего устройства и оттуда поступает на прием скважинного насоса (на фиг. 1 и 2 не показан). Из-за отбора жидкости скважинным насосом из затрубного пространства выше герметизирующего устройства на него начинает действовать перепад давления, под действием которого часть жидкости ниже герметизирующего устройства устремляется в зазор между манжетами 6 и 7, создавая между манжетами зону повышенного давления, под действием которого манжеты 6 и 7 расширяются, прижимаясь к внутренней стенке обсадной трубы 8, и надежно герметизируют затрубное пространство. Именно такое расположение манжет 6 и 7 позволяет исключить недостаток прототипа в виде нежелательных перетоков пластового флюида, содержащего механические примеси между манжетой и эксплуатационной колонной, при росте давления над манжетой 6. То есть именно такое выполнение герметизирующего элемента позволяет повысить надежность скважинного герметизирующего устройства.
При остановке насоса, давления под и над герметизирующим устройством выравниваются, а манжеты 6 и 7 возвращаются в транспортное положение, и таким образом при подъеме из скважины не повреждаются от контакта со стенками обсадных труб 8, повышая надежность работы герметизирующего устройства при повторном спуске в скважину.
При использовании скважинного герметизирующего устройства с другим скважинным оборудованием его работа происходит аналогичным образом.
Именно все конструктивные особенности одновременно: наличие в манжетах армирующих металлических втулок, выполнение герметизирующего элемента комбинированным в виде двух последовательно размещенных по высоте корпуса манжет, расположенных расширяющейся конической частью друг к другу, наличие патрубка, на котором установлены армирующие металлические втулки, выбор длины патрубка таким образом, чтобы расстояние между расширяющейся конической частью манжет превышало зазор между торцами обсадных труб эксплуатационной колонны, позволяют максимально повысить надежность работы предложенного скважинного герметизирующего устройства. Использование какого-либо одного из указанных признаков предлагаемого технического решения не позволит достигнуть максимальной надежности такого герметизирующего устройства.
Проведенный патентный поиск показал, что в уровне техники отсутствуют аналоги, содержащие всю совокупность существенных признаков заявляемой полезной модели, следовательно, предлагаемое техническое решение отвечает условию патентоспособности «новизна».
Детали и элементы скважинного герметизирующего устройства могут быть изготовлены из известных и широко применяемых в нефтегазовой отрасли материалов, а также путем выполнения стандартных операций на общеизвестном оборудовании, позволяющем изготавливать компоненты предлагаемого устройства. Таким образом, предлагаемое техническое решение отвечает условию патентоспособности «промышленная применимость».
Следует понимать, что после рассмотрения специалистом приведенного описания с примером осуществления скважинного герметизирующего устройства, а также сопроводительных чертежей, для него станут очевидными другие изменения, модификации и варианты реализации полезной модели. Таким образом, все подобные изменения, модификации и варианты реализации, а также другие области применения, не имеющие расхождений с сущностью настоящей полезной модели, следует считать защищенными настоящей полезной моделью в объеме прилагаемой формулы полезной модели.