Пакер для беструбной эксплуатации нефтяных скважин скважинным насосом

Полезная модель относится к нефтедобывающей промышленности и предназначена для перекрытия ствола скважины при беструбной эксплуатации нефтяных скважин с использованием скважинного насоса, в частности штангового, для подъема пластового флюида.
Наиболее близким аналогом к заявляемому техническому решению является пакер, содержащий ствол, на котором расположены уплотнительные элементы и механизм фиксации, выполненный в виде шариков, установленных в обойме и взаимодействующих с обсадной трубой скважины и включающий конусную втулку и обойму с установленными в ней шариками (см. RU 46529 U1, опуб. 10.07.2005).
Недостатком известного технического решения является низкая надежность при его использовании для беструбной эксплуатации нефтяных скважин скважинным насосом обусловленная тем, что герметичность пакера обеспечивается сжатием манжет весом колонны НКТ, а при беструбной эксплуатации насосно-компрессорные трубы отсутствуют. Кроме того, фиксация пакера на обсадных трубах обеспечивается плашками и шариками, которые прижимаются к гладкой внутренней поверхности обсадной трубы при его установке, а при работе скважинного насоса, на пакер будут передаваться переменные осевые нагрузки, действующие на цилиндр штангового насоса или корпус скважинного насоса, вызванные возвратно-поступательным движением плунжера или перепадами давления на входе и выходе из насоса, что может приводить к раскреплению пакера.
Технический результат полезной модели заключается в повышении надежности пакера для беструбной эксплуатации скважин скважинным насосом.
Технический результат достигается тем, что пакер для беструбной эксплуатации нефтяных скважин скважинным насосом, содержит ствол, на котором расположены уплотнительные элементы, механизм фиксации, конусная втулка и обойма, при этом механизм фиксации выполнен в виде шариков, установленных в отверстиях обоймы с возможностью выхода из них при перемещении конусной втулки относительно обоймы, при этом, согласно полезной модели, шарики в отверстиях обоймы установлены с натягом, диаметр каждого шарика составляет 0,7-0,9 величины зазора между торцами обсадных труб, в нижней части ствола установлен створчатый клапан, а уплотнительные элементы выполнены в виде трех самоуплотняющихся манжет с расширяющейся частью, одна из которых расширяющейся частью вверх установлена над конусной втулкой, а две других установлены в нижней части ствола пакера расширяющимися частями направленными друг к другу, при этом между нижними манжетами на стволе пакера установлена разделительная втулка.
На фиг. 1 изображен разрез пакера в транспортном положении, размещенного в обсадной колонне скважины.
На фиг. 2 изображен разрез пакера в рабочем положении, закрепленного на обсадной колонне скважины.
Пакер для беструбной эксплуатации нефтяных скважин с использованием скважинного насоса для подъема пластового флюида состоит из ствола 1, на котором расположены уплотнительные элементы, выполненные в виде трех самоуплотняющихся манжет 2, 3 и 4, с расширяющейся частью и механизма фиксации пакера в обсадных трубах 5. Механизм фиксации пакера в обсадных трубах 5, включает в себя конусную втулку 6 и обойму 7 с отверстиями, в которых с натягом установлены шарики 8, за счет этого шарики 8 плотно сидят в отверстиях и не выпадают из обоймы 7. Диаметр каждого шарика выбирается исходя из величины зазора H между торцами обсадных труб 5 и составляет 0,7-0,9 от этой величины. Верхняя самоуплотняющаяся манжета 2 устанавливается над конусной втулкой 6 расширяющейся частью вверх, а самоуплотняющиеся манжеты 3 и 4 располагаются в нижней части ствола 1 пакера расширяющимися частями направленными друг к другу. При этом для обеспечения зазора между нижними манжетами 3 и 4 на стволе 1 установлена разделительная втулка 9, а втулки 10 и 11 обеспечивают фиксацию манжет от осевого перемещения.
В нижней части на торце ствола 1 установлен створчатый клапан 12, состоящий из створки 13 седла 14 с уплотнением 15 и пружины 16, которая обеспечивает закрытие створки 13. При этом внутри ствола 1 выполнен упорный бурт 17 и посадочный конус 18, используемые для установки и фиксации цилиндра штангового скважинного насоса (на фиг. 2 показан пунктирной линией пример именно для штангового насоса, однако может быть использован любой тип скважинного насоса, позволяющий осуществить беструбную эксплуатацию скважины), а также технологического инструмента, используемого для спуска и установки пакера (на фиг. 1 и фиг. 2 не показано).
Пакер для беструбной эксплуатации нефтяных скважин скважинным насосом работает следующим образом.
При спуске в скважину пакер находится в транспортном положении, при котором шарики 8 не выступают за диаметральный габарит обоймы 7. Спуск и установка пакера осуществляются с помощью технологического инструмента (на фиг. 1 и фиг. 2 не показан). При спуске пакера технологический инструмент упирается в посадочный конус 18 ствола 1 и открывает при этом створку клапана 13, в результате давление над и под пакером выравнивается, что позволяет пакеру проходить сквозь жидкость без раскрытия самоуплотняющихся манжет 2, 3 и 4. Пакер спускается на необходимую глубину чуть выше муфтового соединения обсадных труб 5, технологический инструмент приподнимается и переводится в режим установки, при этом створка 13 клапана 12 благодаря пружине 16 закрывается, герметичность клапана обеспечивается уплотнением 15. После перевода в режим установки технологический инструмент приспускается, при этом осевое усилие на пакер начинает передаваться через втулку 10, на коническую втулку 6. Коническая втулка 6 перемещается вниз, выдавливая шарики 8 в отверстия обоймы 7. При этом шарики 8 начинают упираться в стенки обсадной трубы 5. При дальнейшем перемещении пакера вниз шарики 8 попадают в зазор ТУ между торцами обсадных труб 5, и происходит фиксация пакера. Из-за закрытия створчатого клапана 12 жидкость под пакером устремляется в зазор между манжетами 3 и 4 и обсадной трубой 5, благодаря чему манжеты 3 и 4 расширяются и герметизируют пространство ниже пакера. При этом на верхнюю манжету 2 начинает действовать столб жидкости, расположенный над пакером, в следствие чего верхняя манжета 2 раскрывается и прижимается к обсадной трубе 5, герметизируя пространство над пакером.
После установки пакера технологический инструмент (на фиг. 1 и 2 не показан) поднимается и в скважину спускается скважинный насос.
Процесс соединения скважинного насоса с пакером рассмотрим на примере скважинного штангового насоса. Фиксация цилиндра штангового насоса (на фиг. 2 показан пунктирной линией) в пакере обеспечивается упорным буртом 17 и цанговым фиксатором, установленным на цилиндре (на фиг. 1 и 2 не показан). При посадке цилиндра штангового насоса в пакере, нижняя часть цилиндра упирается в створку 13 створчатого клапана 12, открывая ее, и пластовая жидкость начинает поступать в цилиндр насоса. При этом посадочный конус 18 обеспечивает герметичность между стволом 1 пакера и цилиндром насоса. При работе штангового насоса пластовая жидкость из цилиндра насоса выбрасывается в обсадную колонну выше пакера и по обсадным трубам 5 поднимается на поверхность.
При использовании для беструбной эксплуатации других типов скважинных насосов соединение их с пакером происходит аналогичным образом.
При этом установка шариков 8 в отверстиях обоймы 7 с натягом надежно фиксирует шарики 8 в транспортном положении и позволяет им выпасть из обоймы 7 при подъеме пакера. Именно такое расположение шариков в отверстиях обоймы повышает надежность пакера.
При работе скважинного насоса осевые усилия через цилиндр или корпус скважинного насоса передаются на пакер, но благодаря тому, что диаметр шариков 8 подобран исходя из величины зазора H между торцами обсадных труб 5, при этом составляя 0,7-0,9 его величины, пакер жестко зафиксирован от осевых перемещений как вверх, так и вниз. Диаметр каждого шарика, равный 0,7-0,9 величины H, является оптимальным и подтвержден экспериментальным путем. Если диаметр шарика будет меньше 0,7H, то шарик не будет плотно сидеть в зазоре и пакеру будут характерны возвратно-поступательные колебания вслед за скважинным насосом, что не обеспечит требуемой надежности пакера. Если диаметр шарика будет больше 0,9H, то шарик не будет удерживаться за зазор и пакер не будет зафиксирован должным образом. Таким образом, выполнение диаметра каждого шарика размером 0,7-0,9 величины зазора между торцами обсадных труб позволяет повысить надежность пакера.
Наличие трех самоуплотняющих манжет с расширяющейся частью и их взаимное расположение на стволе пакера, обеспечивают надежную герметизацию надпакерной и подпакерной зоны. Установка в нижней части ствола пакера створчатого клапана 12 позволяет спустить пакер на необходимую глубину без раскрытия самоуплотняющихся манжет, а также дает возможность производить замену скважинного насоса без глушения скважины, обеспечивая герметичность пакера, что в свою очередь повышает его надежность и снижает затраты на подземный ремонт по замене насоса.
Именно все конструктивные особенности одновременно: установка шариков в отверстиях обоймы с натягом, выбор диаметра шарика в диапазоне 0,7-0,9 величины зазора между торцами обсадных труб, установка створчатого клапана в нижней части ствола, выполнение уплотнительных элементов в виде трех самоуплотняющихся манжет с расширяющейся частью, установка одной манжеты над конусной втулкой расширяющейся частью верх, а двух других в нижней части ствола пакера расширяющимися частями направленными друг к другу, с зазором между ними, который обеспечивает разделительная втулка, позволяют максимально повысить надежность работы пакера для беструбной эксплуатации скважин скважинным насосом. Использование какого-либо одного из указанных признаков предлагаемого технического решения не позволит достигнуть максимальной надежности такого пакера.
При необходимости подъема пакера, вначале поднимают скважинный насос, после чего в скважину спускается ловильный инструмент (на фиг. 1 и 2 не показан). Инструмент открывает створчатый клапан 12 и давление над пакером и под ним выравнивается и самоуплотняющиеся манжеты 2, 3 и 4 возвращаются в транспортное положение. Инструмент захватывает пакер за внутреннюю поверхность втулки 10, соединенной с конической втулкой 6. При подъеме инструмента коническая втулка 6 движется вверх, давая возможность шарикам 8 переместиться внутрь обоймы и выйти из зазора между обсадными трубами 5, происходит освобождение пакера, после чего он поднимается на поверхность.
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 пакера 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 пакера. Таким образом, предлагаемое техническое решение отвечает условию патентоспособности «промышленная применимость».
Следует понимать, что после рассмотрения специалистом приведенного описания с примером осуществления пакера для беструбной эксплуатации нефтяных скважин скважинным насосом, 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.