УСТРОЙСТВО ДЛЯ ОТКЛЮЧЕНИЯ ПЛАСТОВ ДРУГ ОТ ДРУГА В СКВАЖИНЕ

Предложение относится к нефтедобывающей промышленности, а именно, к средствам защиты обсадных колонн от воздействия высокого давления, и найдет преимущественное применение при отключении негерметичных участков обсадной колонны, при отключении и повторном включении верхних и промежуточных заводненных пластов в скважинах с относительно небольшими глубинами.
Известно устройство (патент РФ №2161238, МПК Е 21 В 29/00, 2000 г.), содержащее верхний и нижний пакерующие элементы, соединенные между собой промежуточной трубой (трубами), опорные патрубки, уплотнительные кольца и срезные элементы.
Недостатки устройства:
- сложность монтажа, демонтажа и извлечения устройства из скважины;
- недостаточная надежность разобщения межтрубного пространства, обусловленная возможностью смещения устройства от ударов при спускоподъемных операциях;
- ограниченные возможности в применении.
Наиболее близким по технической сущности к предлагаемому является устройство для отключения пластов друг от друга в скважине (патент РФ №2236557, МПК 7 Е 21 В 33/12, 29/00, 2004 г.), спускаемое на подъемных трубах, содержащее верхний и нижний пакерующие элементы, каждый из которых включает корпус с кольцевым выступом на конце, эластичную манжету с утолщенной частью, расширяющий конус, соединенные между собой промежуточной трубой или трубами, опорные патрубки с внутренней цилиндрической выборкой, обратный клапан, уплотнительные кольца и срезные элементы.
Существенными недостатками устройства являются:
во-первых, в процессе спуска устройства в скважину возможно повреждение эластичных манжет пакерующих элементов, поскольку они выполнен в форме полого цилиндра с тонкой толщиной стенки, то вполне вероятно появление разрывов, царапин в следствии контакта с внутренними стенками скважины, и как результат не герметичная посадка пакерующих элементов;
во-вторых, в процессе эксплуатации и ремонта скважины устройство может подвергаться действию высоких давлений, как сверху, так и снизу, а поскольку устройство не имеет фиксации в скважине, то это может привести к страгиванию
пакерующих элементов с места, и как следствие потере герметичности, что в конечном итоге снижает надежность работы устройства.
в-третьих, для работы с нижним пластом необходимо извлечь устройство из скважины, при этом возникают трудности связанные, как с повреждением эластичных манжет, так и с затяжками в процессе подъема о внутренние стенки скважины, что затягивает подъем устройства на поверхность и может привести к повреждению стенок скважины.
Технической задачей полезной модели является повышение герметичности посадки и надежности работы устройства за счет его фиксации в скважине, а также возможности свободного извлечения устройства из скважины при необходимости.
Указанная техническая задача решается предлагаемым устройством для отключения пластов друг от друга в скважине, содержащим подъемные трубы, промежуточную и опорную трубы, обратный клапан, срезные элементы, верхний и нижний пакерующие элементы, каждый из которых включает корпус с кольцевым выступом на конце, эластичную манжету и расширяющий конус.
Новым является то, что эластичные манжеты пакерующих элементов выполнены в виде бочкообразных уплотнений, а расширяющие конусы в виде полых цилиндров в которые телескопически герметично с возможностью осевого перемещения вниз установлены корпуса пакерующих элементов, причем расширяющие конусы пакерующих элементов воздействуют на эластичные манжеты снизу, а корпус нижнего пакерующего элемента соединен с расширяющим конусом верхнего пакерующего элемента посредством промежуточной трубы регулируемой по длине, а корпус верхнего пакерующего элемента на наружной поверхности снабжен двумя кольцевыми выступами между которыми на корпусе выполнена конусная поверхность сужающаяся сверху вниз, причем напротив первого кольцевого выступа установлен якорный узел, состоящий из кольца, и соединенных с ним плашек подпружиненных внутрь, кроме того, кольцо подпружинено вверх от верхнего торца первого кольцевого выступа, при этом нижний торец первого кольцевого выступа находится во взаимодействии с верхними торцами плашек, ограничивая их осевое перемещение вверх, причем над вторым кольцевым выступом на корпусе установлен подпружиненный внутрь разрезной конус, который в рабочем положении взаимодействует с конусной поверхностью корпуса и внутренней поверхностью плашек якорного узла, при этом ниже второго кольцевого выступа на корпусе срезными элементами зафиксирована втулка, жестко соединенная с разрезным конусом, и взаимодействующая нижней частью с эластичной манжетой верхнего пакерующего элемента, при этом в рабочем положении втулка имеет возможность
взаимодействия с нижним торцом второго кольцевого выступа, при этом обратный клапан установлен в верхней части корпуса верхнего пакерующего элемента, кроме того подъемные трубы снизу срезными элементами соединены с верхним концом корпуса верхнего пакерующего элемента.
На фигуре изображено предлагаемое устройство в продольном разрезе, спущенное в скважину.
Устройство для отключения пластов друг от друга в скважине содержит верхний 1 и нижний 2 пакерующие элементы, при этом каждый из них включает корпус 3 и 4 соответственно с кольцевым выступом 5 и 6 на конце. На корпусах 3 и 4 установлены соответственно эластичные манжеты 7 и 8. Корпуса 3 и 4 вставлены телескопически герметично в соответствующие расширяющиеся конусы 9 и 10 с возможностью осевого перемещения вниз. Расширяющие конусы 9 и 10 выполнены в виде полых цилиндров, взаимодействующих снизу с соответствующими эластичными манжетами 7 и 8, причем последние выполнены в виде бочкообразных уплотнений, например двух уплотнений
Промежуточная труба 11 соединяет корпус 4 нижнего пакерующего элемента 2 с расширяющим конусом 9 верхнего пакерующего элемента 1.
На нижний конец расширяющего конуса 10 нижнего пакерующего элемента 2 навернута опорная труба 12.
На верхнем конце корпуса 3 верхнего пакерующего элемента 1 размещен обратный клапан 13, установленный в седле 14, имеющем продольные сквозные пазы 15 на боковой поверхности, причем седло 14 жестко соединено с верхним торцом корпуса 3.
Корпус 3 верхнего пакерующего элемента 1 на наружной поверхности снабжен двумя кольцевыми выступами 16 и 17, между которыми на корпусе 3 выполнена конусная поверхность 18 сужающаяся сверху вниз.
Напротив первого кольцевого выступа 16 установлен якорный узел 19, состоящий из кольца 20, и соединенных с ним плашек 21, подпружиненных внутрь посредством пружинных пластин 22. Кроме того, кольцо 20 подпружинено вверх от верхнего торца первого кольцевого выступа 16, благодаря чему нижний торец первого кольцевого выступа 16 находится во взаимодействии с верхними торцами плашек 21, ограничивая их осевое перемещение вверх.
Над вторым кольцевым выступом 17 на корпусе 3 установлен подпружиненный внутрь разрезной конус 23, который в рабочем положении взаимодействует с конусной поверхностью 18 корпуса 3 и внутренней поверхностью плашек 21 якорного узла 19. Ниже второго кольцевого выступа 17 на корпусе 3 срезными элементами 24 зафиксирована втулка 25, жестко соединенная с разрезным конусом 23 монтажными
элементами 26. Втулка 25 нижней частью взаимодействует с эластичной манжетой 7 верхнего пакерующего элемента 1.
В рабочем положении втулка 25 имеет возможность взаимодействия с нижним торцом второго кольцевого выступа 17 корпуса 3. Подъемные трубы 27 снизу имеют внутренний кольцевой упор 28 и срезными элементами 29 соединены с верхним концом корпуса 3 верхнего пакерующего элемента 3.
Опорная труба 12 заглушена снизу заглушкой 30 и имеет боковые сквозные отверстия 31. Скважина 32 имеет два пласта 33 и 34, один из которых 33 отключаемый (например, обводненный), а второй 34 эксплуатируемый продуктивный пласт.
Промежуточная труба 11 выполнена регулируемой по длине в зависимости от высоты отключаемого пласта 33.
Работает устройство для отключения пластов друг от друга в скважине следующим образом.
Устройство в сборе на колонне подъемных труб 27 спускают в скважину 32 с таким расчетом (путем подбора длины промежуточной трубы 11), чтобы нижний пакерующий элемент 2 находился выше продуктивного пласта 34, а верхний отключаемый пласт 33 располагался между верхним 1 и нижним 2 пакерующими элементами.
Спуск устройства в скважину 32 продолжают до взаимодействия заглушки 30 опорной трубы 12 с забоем 35. После этого начинают разгрузку колонны подъемных труб 27 на корпус 3 верхнего пакерующего элемента 1. В результате корпус 3 верхнего пакерующего элемента 1, телескопически герметично вставленный в расширяющий конус 9 начинает перемещаться вниз относительно расширяющего конуса 9 оказывающего снизу воздействие на эластичную манжету 7, выполненную в виде бочкообразных уплотнений снизу, при этом втулка 25 соединенная с корпусом 3 посредством срезных элементов 24 оказывает воздействие на эластичную манжету 7 сверху.
В итоге эластичная манжета 7 верхнего пакерующего элемента 1, сжимаясь радиально расширяется наружу и плотно прижимается к внутренней стенке скважины 32.
Одновременно с этим, поскольку опорный патрубок 12 заглушкой 30 уперт в забой 35, а сверху на опорный патрубок 12 навернут расширяющий конус 10 нижнего пакерующего элемента 2, то расширяющий конус 10 оказывает воздействие снизу на эластичную манжету 8, выполненную в виде бочкообразных уплотнений, при этом корпус 4, воспринимающий нагрузку от верхнего пакерующего элемента 1 посредством промежуточной трубы 11, также оказывает воздействие на эластичную манжету 8 сверху.
В итоге эластичная манжета 8 нижнего пакерующего элемента 2, сжимаясь радиально расширяется наружу и плотно прижимается к внутренней стенке скважины 32.
Разгрузку колонны подъемных труб 27 на корпус 3 продолжают, и в определенный момент (при нагрузке примерно 100 кН) разрушаются срезные элементы 24, фиксирующие втулку 25 относительно корпуса 3 верхнего пакерующего элемента 1.
В результате разрушения срезных элементов 24, подпружиненный внутрь разрезной конус 23, расположенный над вторым кольцевым выступом 17 корпуса 3 под воздействием снизу втулки 25 вступает во взаимодействие с конусной поверхностью 18 корпуса 3, при этом корпус 3 продолжает опускаться вниз.
При этом разрезной конус 23 расширяется наружу в радиальном направлении и вступает во взаимодействие с внутренней поверхностью плашек 21 якорного узла 19, а поскольку плашки 21 своими верхними торцами уперты в нижний торец первого кольцевого выступа 16 корпуса 3, то плашки 21 подпружиненные посредством пружинных пластин 22 под действием радиально расходящегося наружу разрезного конуса 23 расходятся в радиальном направлении наружу, при этом втулка 25 вступает во взаимодействие с нижним торцом второго кольцевого выступа 17 корпус 3 верхнего пакерующего элемента 1
Разгрузку колонны подъемных труб 27 на устройство продолжают, при этом (при нагрузке примерно 130-140 кН) разрушаются срезные элементы 29 и подъемные трубы 27 внутренним кольцевым упором 28 упираются сверху в верхний торец корпуса 3 верхнего пакерующего элемента 1.
Процесс запакеровки и фиксации устройства в скважине 32 окончен. В результате отключаемый заводненный пласт 33 отсечен от продуктивного пласта 34, а устройство оказывается жестко зафиксированным на стенках скважины 32, что предохраняет эластичные манжеты 7 и 8 соответственно пакерующих элементов 1 и 2 от страгивания при восприятии ими давлений жидкости, как снизу, так и сверху.
Подъемные трубы 27 извлекают на поверхность, после чего в скважину 32 спускают необходимое глубинонасосное оборудование (на фиг. не показано) и продолжают дальнейшую эксплуатацию скважины.
В процессе эксплуатации скважины 32, добываемая жидкость из продуктивного пласта 34 через сквозные отверстия 31 опорной трубы 12 поступает внутрь опорной трубы 12 и далее по внутреннему пространству устройства поднимается вверх, при этом обратный клапан 13 поднимается вверх в седле 14 и добываемая жидкость по сквозным пазам 15 седла 14 поступает на прием глубинного насоса (на фиг. не показано), посредством которого добываемая жидкость извлекается на поверхность.
В случае остановки скважины 32 по различным причинам (отключение электроэнергии, ремонт скважины) обратный клапан 13, находящийся в седле 14
предотвращает обратное поступление добываемой жидкости в продуктивный пласт 34, в связи с чем сохраняются коллекторские свойства продуктивного пласта 34.
Когда в процессе эксплуатации возникает необходимость работы с продуктивным пластом 34 (промывка, обработка призабойной зоны пласта) устройство можно извлечь из скважины 32.
Для этого в скважину на канате или колонне подъемных труб спускают ловильный инструмент (на фиг. не показано), например наружную труболовку и производят захват устройства сверху за наружную цилиндрическую поверхность 36 корпуса 3 верхнего пакерующего элемента 1. Натяжением ловильного инструмента приподнимают корпус 3 вверх, при этом плашки 21 якорного узла 19 отходят от внутренней стенки скважины 32, сжимаясь радиально внутрь посредством пружинных пластин 22, и воздействуя внутренней поверхностью на разрезной конус 23 снаружи, при этом последний также сжимается внутрь и по конусной поверхности 18 корпуса 3 опускается вниз, освобождая устройство от фиксации в скважине 32. Устройство посредством корпуса 3 и ловильного инструмента продолжают тянуть вверх, при этом эластичные манжеты 7 и 8 соответственно пакерующих элементов 1 и 2, вследствии снятия с них осевых нагрузок, поочередно отходят от внутренних стенок скважины 32.
Предлагаемое устройство обеспечивает повышение герметичности посадки за счет изготовления эластичных манжет в виде бочкообразных уплотнений, а надежность работы устройства связана с его жесткой фиксацией в скважине, что позволяет исключить страгивание эластичных манжет пакерующих элементов в процессе работы, кроме того, устройство можно свободно без затяжек извлечь из скважины при необходимости.