ПАКЕР ОПРЕССОВОЧНЫЙ УСТЬЕВОЙ

Полезная модель относится к нефтегазодобывающей отрасли и предназначена для проверки герметичности приустьевой части обсадной колонны.
Известен пакер устьевой, состоящий из корпуса, узла уплотнения и хвостовика, предназначенный для герметизации зоны опрессовки приустьевой части колонны обсадных труб совместно с установленным на ней противовыбросовым оборудованием (RU №2152506 С1).
Недостатками такого пакера являются сложность узла уплотнения, а также отсутствие центрирующих элементов, что может вызвать затруднения при опрессовке колонн с разными толщинами стенок, в частности, потерю герметичности в случае значительного радиального смещения устройства в стволе скважины.
Известен пакер (прототип) для гидравлического испытания приустьевой части обсадных колонн, а также поиска мест негерметичности промежуточных колонн при строительстве скважин, в котором частично устранены отмеченные недостатки [С.Д.Шляховой и др. Пакеры для гидравлического испытания приустьевой части обсадной колонны. РАО Газпром ВНИИГАЗ, СЕВКАВНИПИГАЗ, Строительство газовых и газоконденсатных скважин, сборник научных трудов, Москва, 1997 с.67]. Пакер состоит из пустотелого корпуса, на котором монтируется установленная во втулке самоуплотняющаяся резиновая манжета. В верхней части корпуса выполнен раструб с замковой резьбой, снизу на корпус навинчивается центратор с ниппелем замковой резьбы, имеющий на боковой поверхности выступающие центрирующие элементы.
При опрессовке устья пакер спускается на бурильной трубе с двумя или несколькими бурильными трубами, присоединенными снизу. Перед опрессовкой инструмент подвешивается с помощью элеватора на столе
ротора. Самоуплотняющаяся манжета перекрывает зазор между корпусом пакера и обсадной колонной и выдерживает опрессовочное давление жидкости в полости между манжетой и закрытыми на бурильной трубе плашками превентора.
Выступающие элементы на боковой поверхности центратора уменьшают эксцентричность пакера в обсадной трубе, а наличие металлической втулки на манжете - уменьшает радиальную ширину зазора, перекрываемого непосредственно резиной.
В то же время прототип имеет ряд конструктивных и эксплуатационных недостатков.
Пакер разработан для опрессовки устья колонны в процессе строительства скважины; предусмотрена работа в обсадной колонне с определенной (в основном минимальной) толщиной стенки, радиальные зазоры с колонной по жесткому центратору и, тем более, по втулке на манжете достигают значительной величины - 10-15 мм, что может ограничить давление опрессовки из-за радиального смещения, разрушения или потери герметичности манжеты перекрывающей серповидный зазор. Обточка манжеты, рекомендуемая в случае применения пакера в колоннах с большей толщиной стенки - не технологична.
Кроме того, предложенная конструкция пакера не рациональна для контрольных опрессовок устья эксплуатируемых под давлением газовых и нефтяных скважин без извлечения лифтовых насосно-компрессорных труб (НКТ).
В обсадных колоннах газовых скважин одного размера могут применяться разные по диаметру и длине колонны НКТ. Так в газовых скважинах «Уренгойгазпрома» диаметром 219 мм предусмотрена возможность применения лифтовых НКТ шести типоразмеров (⌀ 60-168 мм).
Целью разработки является создание универсальной конструкции пакера, обеспечивающего оперативную и надежную опрессовку устья
скважин с обсадными колоннами определенного типоразмера, имеющими разные толщины стенок, без извлечения колонны лифтовых труб разных диаметров и длин, за счет применения быстросменных комплектов деталей соответствующих размеров.
Поставленная цель достигается тем, что пакер для опрессовки устья скважины содержит пустотелый корпус с присоединительными резьбами на концах, уплотнительную манжету со втулкой и центрирующие элементы на корпусе, а также подвесной патрубок с муфтой. Новым в устройстве является то, что уплотнительная манжета, втулка, центрирующие элементы и подвесной патрубок с муфтой выполнены сменными, разных размеров, а на концах корпуса предусмотрены предохранительные переводники, фиксирующие центраторы, и сменные присоединительные переводники.
Схема пакера, установленного на устье скважины, приведена на фиг.
Пакер состоит из пустотелого корпуса 1, на котором закреплена самоуплотняющаяся манжета 2 с помощью втулки 3, диска 4 и нажимных гаек 5. Ниже и выше манжеты размещены жесткие центраторы 6 и 7.
На концы корпуса 1 навинчены предохранительные переводники 8, фиксирующие на корпусе центраторы 6 и 7. На верхнем предохранительном переводнике 8 установлен переводник 9 для соединения с подвесным патрубком 10, диаметр которого равен диаметру спущенной в скважину колонны труб 11 и соответствует плашкам 12 превентора. Устройство подвешено с помощью элеватора 13 и муфты 14 на фланце катушки 15. Ствол 16 превентора предназначен для подсоединения к нагнетательной линии насосного агрегата (на чертеже не показан).
Работы по опрессовке устья скважины выполняются в следующей последовательности:
- пакер с помощью элеватора 13, установленного под муфтой 14, навинченной на подвесной патрубок 10, подвешивают над устьем и соединяют нижним переводником 9 с колонной труб 11;
- пакер с колонной труб 11 спускают в скважину, подвешивают на катушке 15, при этом манжета 2 размещается ниже устьевой части обсадной колонны, подлежащей опрессовке;
- закрывают превентор, плашки 12 которого герметично обжимают патрубок 11;
- нагнетательную линию насосного агрегата соединяют с отводом превентора 16;
- создают опрессовочное давление для контроля герметичности устья скважины.
Опрессовке подвергается пространство устья скважины между сдвинутыми плашками 12 превентора на подвесном патрубке 10 и самоуплотняющейся манжетой 2.
Сменными деталями пакера устанавливаемыми в зависимости от толщины стенки обсадной колонны являются: манжета 2, втулка 3, центраторы 6, 7.
В комплект деталей, устанавливаемых в зависимости от размера колонны НКТ, входят: подвесной патрубок 10 с муфтой 14 и переводниками 9. При выборе (изготовлении) подвесного патрубка 10, муфты 14 и переводников 9, кроме размера должно учитываться усилие, возникающее в этих деталях при опрессовке, которое определяется весом колонны НКТ и давлением опрессовки.
Пакеры заявляемой конструкции для колонн ⌀ 219 и ⌀ 168 мм успешно прошли испытания на газовых скважинах ООО «Уренгойгазпром» и в некоторых других районах.