МЕХАНИЧЕСКАЯ ПАКЕРНАЯ СИСТЕМА ДЛЯ АВТОНОМНОЙ ГЕРМЕТИЗАЦИИ ПОВРЕЖДЕННЫХ ОБСАДНЫХ ТРУБ

Полезная модель относится к нефтегазодобывающей промышленности и может быть использована для герметизации аварийных обсадных труб с возможностью дальнейшей эксплуатации скважин.
Известно интервальное пакерное устройство, содержащее продольно расположенные верхний и нижний пакеры с уплотнителями и выполнением верхнего пакера гидромеханическим, а нижнего - гидравлическим, RU №50247 U1, E 21 B 33/12, 2005.12.27.
Известен способ герметизации эксплуатационной колонны путем установки двух пакеров, установленных один ниже, а другой выше герметизируемого интервала и соединенных между собой трубой, RU №2215122 С2, Е 21 В 33/122, 2003.10.27.
Известно устройство для нефтяных и газовых скважин при их герметизации, содержащее два запирающих узла, выполненных с возможностью радиального выдвижения, упругий кольцевой элемент, установленный между запирающими узлами и выполненный с возможностью прижатия к стене скважины при осевом перемещении запирающих узлов в направлении друг к другу, и один кулачковый узел, размещенный на корпусе между упругим кольцевым элементом и одним из запирающих узлов, RU №2100568 C1, E 21 B 33/129, Е 21 В 33/134, 1997.12.27.
Известно устройство для изоляции пластов в скважине, включающее соединенные между собой верхний и нижней пакеры, каждый из которых имеет корпус, уплотнители, шлипсовые узлы со шлипсами, RU №2071545 С1, Е 21 В 33/12, 1997.01.10.
Известные устройства обеспечивают герметизацию поврежденных участков, но конструктивные выполнения каждого из них не отвечают требованиям надежности при проведении технологических процессов посадки, как одного из пакерующих устройств, так и всей системы в целом.
Известна пакерующая система для негерметичной обсадной колонны труб, включающая нижний и верхний пакеры, размещенные на валах, содержащие уплотнители и якори с размещением уплотнителей и якоря верхнего пакера в направлении противоположном относительно уплотнителей и якоря нижнего пакера, обеспечивающих фиксирование верхнего и нижнего пакеров, ограничивающих верхнюю и нижнюю границы участка негерметичности обсадной трубы, соответственно, RU №33154 U1, Е 21 В 33/12, Е 21 В 33/00, 2003.10.10.
Данное техническое решение принято за прототип настоящей полезной модели.
Однако оно обладает недостатком.
В пакерующей системе прототипа якорь нижнего пакера не обеспечивает надежного фиксирования, поскольку при установке верхнего пакера систему необходимо разгрузить, а это приводит к нарушению герметичности нижнего пакера.
В основу настоящей полезной модели положено решение задачи, позволяющей повысить надежность посадки механической пакерной
системы и исключить разгерметизацию установленного нижнего пакера при последующем фиксировании верхнего пакера.
Согласно полезной модели эта задача решается за счет того, что механическая пакерная система для автономной герметизации поврежденных обсадных труб включает нижний и верхний пакеры, размещенные на валах, содержащие уплотнители и якори с размещением уплотнителей и якоря верхнего пакера в направлении противоположном относительно уплотнителей и якоря нижнего пакера, обеспечивающих фиксирование верхнего и нижнего пакеров, ограничивающих верхнюю и нижнюю границы участка негерметичности обсадной трубы, соответственно.
Нижний пакер выполнен двусторонним и содержит якорь дополнительный, размещенный в направлении противоположном относительно его уплотнителей и якоря собственного, при этом якорь дополнительный и якорь собственный расположены взаимно противоположно друг относительно друга.
Заявителем не выявлены источники, содержащие информацию о техническом решении, идентичном признакам, приведенным в формуле настоящей полезной модели, это определяет, по мнению заявителя, соответствие полезной модели критерию «новизна».
Сущность полезной модели поясняется чертежом, где изображена механическая пакерная система, разрез.
Механическая пакерная система содержит:
Нижний двусторонний пакер 1.
Верхний пакер 2.
Трубы (между пакерами 1 и 2) 3.
Переводник 4.
Колонну насосно-компрессорных труб 5.
Участок негерметичности обсадной трубы 6.
Нижний двусторонний пакер 1 включает:
Корпус 7.
Вал 8.
Якорь собственный 9.
Уплотнители 10.
Якорь дополнительный 11.
Верхний пакер 2 включает:
Корпус 12.
Вал 13.
Якорь 14.
Уплотнители 15.
Срезной элемент (между валом 13 и переводником 4) 16.
Механическая пакерная система содержит нижний 1 и верхний 2 пакеры. Нижний 1 и верхний 2 пакеры ограничивают верхнюю и нижнюю границы участка негерметичности обсадной трубы 6, соответственно. Нижний 1 и верхний 2 пакеры размещены на валах 8 и 13, соответственно. На вале 13 установлен переводник 4. Между нижнем 1 и верхним 2 пакерами размещены одна или несколько труб 3. Механическую пакерную систему спускают на колонне насосно-компрессорных труб 5.
Нижний пакер 1 выполнен двусторонним и содержит корпус 7, вал 8, якорь собственный 9, уплотнители 10 и якорь дополнительный 11.
Верхний пакер 2 содержит корпус 12, вал 13, якорь 14 и уплотнители 15. Между валом 13 и переводником 4 установлен срезной элемент 16.
У нижнего пакера 1 уплотнители 10 размещены выше якоря собственного 9. У верхнего пакера 2 уплотнители 15 размещены ниже якоря 14. Расположение уплотнителей 10 и якоря собственного 9 в нижнем пакере 1 и расположение уплотнителей 15 и якоря 14 в верхнем пакере 2 - противоположны.
У нижнего пакера 1 уплотнители 10 размещены ниже якоря дополнительного 11. Расположение якорей собственного 9 и дополнительного 11 противоположны относительно уплотнителей 10.
Расположение якорей собственного 9 и дополнительного 11 взаимно противоположны друг относительно друга.
Установку механической пакерной системы осуществляют следующим образом.
Нижний двусторонний пакер 1 спускают на определенную глубину, затем свинчивают с одной или несколькими трубами 3, после чего продолжают спуск еще на некоторую глубину. Трубы 3 свинчивают с верхним пакером 2 и продолжают спуск пакерной системы на 2 метра ниже отметки негерметичности. Участок негерметичности обсадной трубы 6 должен находиться между верхним 2 и нижнем 1 пакерами. Приподнимают пакерную ситему на 2,5 м. К колонне насосно-компрессорных труб 5 с устья прикладывают момент вправо, а затем сообщающееся движение вниз. Нижний пакер 1 переключается из транспортного положения в рабочее, при этом происходит герметизация затрубного пространства обсадной трубы уплотнителями 10 и закрепление якорей 9 и 11 на стене обсадной
трубы. Нижний пакер 1 нагружают вниз усилием 8-10 тонн - нижний пакер 1 установлен.
Для проверки надежности установки нижнего пакера 1 колонну насосно-компрессорных труб 5 поднимают вверх и нагружают усилием 4-6 тонн. Если нижний пакер 1 не ползет - усилие не меняется, это является свидетельством того, что он установлен правильно.
Для установки верхнего пакера 2 колонне насосно-компрессорных труб 5 сообщают движение вниз и нагружают верхний пакер усилием 12-13 тонн, пока не срежется срезной элемент 16. После этого верхний пакер 2 переключается из транспортного положения в рабочее, при этом происходит герметизация затрубного пространства обсадной трубы уплотнителями 15 и закрепление якоря 14 на стене обсадной трубы.
Механическая пакерная система установлена. Участок негерметичности обсадной трубы 6 ограничен уплотнителями 10 и 15 нижнего 1 и верхнего 2 пакеров, соответственно. Нижний двусторонний пакер 1 и верхний пакер 2 установлены автономно и находятся в рабочем положении.
Выполнение нижнего пакера 1 двусторонним с якорем дополнительным 11 и размещение якоря дополнительного 11 и якоря собственного 9 взаимно противоположное друг другу обеспечивает надежную герметизацию нижнего пакера 1 после его посадки и не зависит от нагрузок при фиксировании верхнего пакера 2.
Предложенная механическая пакерная система изготовлена промышленным способом на Заводе «ИЗМЕРОН», а испытания опытной партии проводятся в Тюменской Нефтяной Компании (Оренбург-Нефть),
и это обуславливает, по мнению заявителя, его соответствие критерию «промышленная применимость».