ПАКЕРУЮЩЕЕ УСТРОЙСТВО (ВАРИАНТЫ)

Предлагаемые варианты полезной модели относятся к нефтегазодобывающей промышленности и могут быть использованы в пакерующих устройствах при эксплуатации и ремонте скважин для защиты эксплуатационных колонн от гидродинамического давления и изоляции межтрубного пространства при проведении технологических операций по повышению нефтеотдачи продуктивных пластов, работ по поддержанию пластового давления в нагнетательных скважинах, при закачке жидкостей и газожидкостных смесей, гидравлических разрывов пластов в нагнетательных и эксплуатационных скважинах и других работах.
Известны пакерующие устройства механического и гидромеханического действия с уплотнительными элементами из эластомерных материалов (резин, полиуретанов и др.), использующиеся для вышеперечисленных технологических операций в скважинах (Абубакиров В.Ф. и др. Буровое оборудование: Справочник: В 2-х томах. Т. 2 Буровой инструмент. - М.: ОАО «Издательство «Недра», 2003 г.).
Герметизация межтрубного пространства в скважинах данными пакерующими устройствами обеспечивается за счет осевого сжатия уплотнительных элементов, деформируемых в радиальном направлении до полного перекрытия этого пространства, разгрузкой части веса транспортировочной колонны, либо, гидравлически приводимыми в действие поршнями пакерующего устройства.
Недостатком данных пакерующих устройств является релаксация во времени напряжений в сжатых уплотнительных элементах, изменение их первоначальных свойств и, как следствие, ослабление контакта с перекрываемой колонной, что приводит к разгерметизации межтрубного пространства в скважине. В связи со значительной остаточной деформацией сжатия данных уплотнительных элементов при длительной работе, затруднен съем и подъем пакерующих устройств на поверхность, что приводит в ряде случаев к авариям, особенно в наклонных скважинах. Данные уплотнительные элементы имеют также не большой коэффициент пакеровки. Кроме того, к недостаткам данных пакерующих устройств, относиться сложность изготовления и эксплуатации.
Известно пакерующее устройство гидравлического действия, в котором в качестве уплотнительного элемента используется упруго-расширяющийся рукав, состоящий из силового и герметизирующего слоев (Цыбин А.А. и др. «Пакер для изоляции межтрубного пространства в нагнетательных и эксплуатационных скважинах»; научно-технический журнал «Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море», №1, 1994 г., стр.25).
Герметизация межтрубного пространства в скважинах данными пакерующими устройствами обеспечивается за счет подачи давления непосредственно под упруго-расширяющийся уплотнительный рукав.
Недостатком данных пакерующих устройств является сложность изготовление, а также не надежность запорного клапана, приводящая к разгерметизации пакерующего устройства.
Известен пакер, включающий полый ствол и установленный на стволе уплотнительный элемент из набухающего полимера (эластомера), расширяющегося при контакте со скважинными жидкостями (Патент на полезную модель RU 70543, МПК Е21В 33/12, 2007 г.).
Уплотнительные элементы данных пакерующих устройств характеризуются большим значением коэффициента пакеровки, высокими герметизирующими свойствами и способностью сохранять их длительное время. Данные пакерующие устройства отличаются простой технологией установки в скважинах.
Однако подобные пакерующие устройства не приспособлены для выполнения выше перечисленных технологических операций при эксплуатации и ремонте в обсаженных скважинах, а используются в основном для изоляции пластов при креплении скважин и устанавливаются на обсадных колоннах (Торопынин В.В. и др. «Совершенствование технических средств для разобщения пластов и изоляции межпластовых перетоков»; журнал «Бурение и нефть» №12, 2009 г., стр. 49).
Техническим результатом предлагаемых вариантов полезной модели является создание надежной конструкции внутрискважинного пакерующего устройства, оснащенного уплотнительным элементом из набухающего, от контакта со скважинной жидкостью, полимера (эластомера), применяемого для изоляции межтрубного пространства в скважине при проведении различных технологических операций, расширение области применения данных пакерующих устройств.
Поставленная задача решается предложенными двумя вариантами конструкции пакерующих устройств.
Технический результат по первому варианту достигается за счет того, что пакерующее устройство, включающее полый или заглушенный корпус с установленным на нем уплотнительным элементом, выполненным из полимера (эластомера), набухающего при контакте со скважинной жидкостью, согласно полезной модели, корпус герметично соединен с ниппелем и зафиксирован относительно него, по меньшей мере, одним кулачком при помощи ступенчатой втулки, имеющей возможность перемещаться под действием внутриколонного давления относительно кулачка, корпуса и ниппеля с взаимным разблокированием данных деталей, причем в ниппеле или корпусе имеется отверстие, по меньшей мере, одно.
Кроме того:
ниппель пакерующего устройства может быть соединен с якорем, фиксирующим ниппель и транспортировочную колонну относительно внешней колонны при проведении технологических операций;
пакерующее устройство может содержать, по меньшей мере, два последовательно соединенных корпуса с уплотнительными элементами;
ступенчатая втулка может быть зафиксирована относительно ниппеля или корпуса разрушающимся от давления элементом;
ниппель может быть соединен с корпусом на резьбе;
ниппель может быть соединен с корпусом посредством срезного элемента;
ниппель может быть соединен с корпусом соединением типа «байонет»;
корпус или ниппель, могут иметь перепускной или обратный клапан;
в пакерующем устройстве может быть установлен фиксатор конечного положения ступенчатой втулки;
по бокам уплотнительного элемента могут быть установлены кольца.
Технический результат по второму варианту достигается за счет того, что пакерующее устройство, включающее полый или заглушенный корпус с установленным на нем уплотнительным элементом, выполненным из полимера (эластомера), набухающего при контакте со скважинной жидкостью, согласно полезной модели, корпус герметично соединен с ниппелем и зафиксирован относительно него, по меньшей мере, одним кулачком при помощи ступенчатой втулки, имеющей возможность перемещаться под действием внутриколонного давления относительно кулачка, корпуса и ниппеля с взаимным разблокированием данных деталей, причем в ниппеле или корпусе имеется отверстие, по меньшей мере, одно, а во внутреннем канале пакерующего устройства, условно ниже этого отверстия, сужение или установлено седло.
Кроме того:
ниппель пакерующего устройства может быть соединен с якорем, фиксирующим ниппель и транспортировочную колонну относительно внешней колонны при проведении технологических операций;
пакерующее устройство может содержать, по меньшей мере, два последовательно соединенных корпуса с уплотнительными элементами;
седло может быть зафиксировано на разрушающемся элементе;
седло может быть выполнено с возможностью разрушения от давления или нагрузки;
ступенчатая втулка может быть зафиксирована относительно ниппеля или корпуса разрушающимся элементом;
ниппель может быть соединен с корпусом на резьбе;
ниппель может быть соединен с корпусом посредством срезного элемента;
ниппель может быть соединен с корпусом соединением типа «байонет»;
корпус или ниппель могут иметь перепускной или обратный клапан;
в пакерующем устройстве может быть установлен фиксатор конечного положения ступенчатой втулки;
по бокам уплотнительного элемента могут быть установлены кольца.
Преимуществом предлагаемых вариантов полезной модели является то, что корпус с установленным на нем уплотнительным элементом, выполненным из полимера (эластомера), набухающего при контакте со скважинной жидкостью, герметично соединен с ниппелем и зафиксирован относительно него кулачком при помощи ступенчатой втулки, которая имеет возможность перемещаться под действием давления, создаваемого в транспортировочной колонне, относительно кулачка, корпуса и ниппеля с взаимным разблокированием данных деталей, что позволяет надежно установить пакерующее устройство в скважине, провести необходимые технологические работы, гарантированно отсоединиться от него и поднять ниппель с транспортировочной колонной на поверхность.
Конструкция дает возможность повторного многократного спуска на транспортировочной колонне ниппеля и его герметичного соединения с установленным в скважине корпусом пакерующего устройства.
Отсоединение ниппеля с транспортировочной колонной и якорного устройства (в случае использования) от корпуса с уплотнительным элементом можно провести и до выполнения скважинных технологических операций, что исключает возникновение аварий, а применение легко разбуриваемых материалов в конструкции корпуса упрощают процесс разбуривания.
Сущность вариантов полезной модели поясняется чертежами, где на рис. 1 показан общий вид пакерующего устройства по варианту 1, на рис. 2 показан общий вид пакерующего устройства по варианту 2, на рис. 3; 4; 5 - возможные исполнения пакерующего устройства по варианту 1. Данные исполнения могут быть применены и для варианта 2, при комплектации пакерующего устройства седлом.
По варианту 1 (рис. 1; 3; 4; 5) пакерующее устройство состоит из корпуса 1 с установленным на нем уплотнительным элементом 2, выполненным из полимера (эластомера), набухающего при контакте со скважинной жидкостью, соединенного герметично с ниппелем 3 и зафиксированного относительно него кулачком 4 при помощи ступенчатой втулки 5. В зависимости от модификации в корпусе 1 или ниппеле 3 расположено отверстие A, а герметичность соединений обеспечивается уплотнениями 6 (на рисунке отмечено одно из них). Ступенчатая втулка 5 и кулачек 4 могут быть расположены также и ниже уплотнительного элемента.
Пакерующее устройство по варианту 1 работает следующим образом.
Пакерующее устройство в составе транспортировочной колонны, например, НКТ (не показана), спускают в скважину на заданную глубину, необходимую для изоляции определенного интервала. Под воздействием жидкости и условий в скважине (давление, температура и т.п.), уплотнительный элемент 2 набухает до плотного контакта с внешней колонной, например, с обсадной колонной (не показана) или стенкой скважины, таким образом, герметично перекрывая пространство между транспортировочной и внешней колоннами. Затем создают во внутренней полости транспортировочной колонны давление, например, повышенным расходом жидкости или при помощи герметизирующей пробки спускаемой, например, на кабеле ниже отверстия A, при котором ступенчатая втулка 5 сместиться относительно кулачка 4 на необходимое расстояние для разблокирования корпуса 1 относительно ниппеля 3. После этого проводят необходимые работы, например, по поддержанию пластового давления в нагнетательных скважинах. В случае необходимости, можно поднять транспортировочную колонну с ниппелем 3 на поверхность, а затем снова спустить ее и герметично присоединить к корпусу 1 пакерующего устройства. Отсоединение транспортировочной колонны с ниппелем 3 от корпуса 1 пакерующего устройства можно провести и после выполнения скважинных технологических работ. В случае использования механического якоря (не показан), связанного с ниппелем 3 и транспортировочной колонной, целесообразно сразу же после спуска пакерующего устройства на заданную глубину, привести в действие якорь и разгрузить часть веса транспортировочной колонны на него, а затем проводить необходимые технологические работы. При использовании гидравлического якоря, он вступит в работу непосредственно при создании давления в транспортировочной колонне во время выполнения скважинных технологических работ.
По варианту 2 (рис. 2) пакерующее устройство состоит из корпуса 1 с установленным на нем уплотнительным элементом 2, выполненным из полимера (эластомера), набухающего при контакте со скважинной жидкостью, соединенного герметично с ниппелем 3 и зафиксированного относительно него кулачком 4 при помощи ступенчатой втулки 5. В зависимости от модификации в корпусе 1 или ниппеле 3 расположено отверстие A, а герметичность соединений обеспечивается уплотнениями 6 (на рисунке отмечено одно из них). Во внутреннем канале ниппеля 3 или корпуса 1, условно ниже отверстия A имеется сужение или установлено седло 7. Ступенчатая втулка 5 и кулачек 4 могут быть расположены также и ниже уплотнительного элемента.
Пакерующее устройство по варианту 2 работает аналогично варианту 1, а внутреннее давление, необходимое для смещения ступенчатой втулки 5 и взаимного разблокирования корпуса 1 и ниппеля 2 достигается расходом жидкости или пуском с устья на сужение или на седло 7 герметизирующего элемента, например, шарика (не показан). После смещения ступенчатой втулки 5 на необходимое расстояние для разблокирования деталей пакерующего устройства, происходит разрушение седла 7 или удерживающего элемента (при его наличии) седла и освобождение канала пакерующего устройства для выполнения необходимых скважинных работ. При использовании шарика из легко деформируемого материала, он, при определенном давлении, выдавливается из места сужения или седла.
В случае необходимости, можно поднять транспортировочную колонну с ниппелем 3 на поверхность, а затем снова спустить ее и герметично присоединить к корпусу 1 пакерующего устройства для повторного проведения скважинных технологических работ. В варианте 2 также можно применять якорь, связанный с ниппелем и транспортировочной колонной.
По завершению вышеуказанных работ и поднятию транспортировочной колонны с ниппелем 3 и ступенчатой втулкой 5 на поверхность, корпус 1 с уплотнительным элементом 2 можно разбурить.
Достигаемый технический результат вариантов пакерующего устройства, описанных выше, одинаков.
Таким образом, выполнение предлагаемых вариантов полезной модели с вышеуказанными отличительными признаками в совокупности с известными признаками позволяет получить более простое в изготовлении и надежное внутриколонное пакерующее устройство с улучшенными герметизирующими качествами для изоляции пластов в скважине, позволяет расширить область применения уплотнительных элементов из набухающих, от воздействия жидкостей, полимеров (эластомеров).