ПАКЕР-ХВОСТОВИК

Предложение относится к нефтегазодобывающей промышленности, а именно к устройствам для разобщения пластов с целью сохранения их коллекторских свойств при эксплуатации и ремонте скважин.
Наиболее близким по технической сущности является пакер (патент РФ на полезную модель №36122, МПК 7 Е 21 В 33/12 опубл. в бюл. №6, от 27.02.2004 г.), содержащий ствол с установленным на нем уплотнительным элементом, верхний и нижний упоры, втулку с нижним упором и ограничитель хода. Пакер дополнительно снабжен вторым уплотнительным элементом, разделенным с первым промежуточным металлическим кольцом, при этом верхняя часть ствола снабжена присоединительным элементом в виде муфты, к хвостовой части которой на резьбе присоединен верхний упор, а к нижнему концу ствола присоединен ограничитель хода, выполненный в виде гайки, причем втулка с нижним упором связана через переводник с опорным о забой патрубком.
Недостатками данной конструкции пакера являются:
- во-первых, пакер позволяет только разобщить пласт, а в процессе эксплуатации добывающих скважины возникает необходимость остановки скважины, при этом добываемая жидкость возвращается обратно в пласт, в связи с чем снижается фазовая проницаемость пород и ухудшаются коллекторские свойства пласта;
- во вторых, наличие в конструкции опорного о забой патрубка в скважинах, оборудованных цементируемыми хвостовиками (летучками) малого диаметра повышает металлоемкость конструкции, особенно, если большое расстояние между интервалом установки пакера и забоем скважины.
Задачей полезной модели является снижение металлоемкости конструкции в скважинах оборудованных цементируемыми хвостовиками (летучками) малого диаметра, а также сохранение коллекторских свойств пласта.
Поставленная техническая задача решается пакер-хвостовиком содержащим ствол, с установленными на нем двумя уплотнительными элементами, разделенными между собой промежуточным металлическим кольцом, верхний и нижний упоры, присоединительный элемент в виде муфты в верхней части ствола, ограничитель хода.
Новым является то, что ствол снизу снабжен хвостовиком, вес которого выполняет роль ограничителя хода, при этом нижний упор выполнен подвижным относительно ствола и снизу оснащен конусной поверхностью, сужающейся сверху вниз,
причем внутри ствола установлен обратный клапан, с размещенной выше фильтрующей сеткой.
На фигуре изображен предлагаемый пакер-хвостовик.
Пакер-хвостовик содержит ствол 1, с установленными на нем двумя уплотнительными элементами 2 и 3, разделенными между собой промежуточным металлическим кольцом 4, верхний 5 и нижний 6 упоры, присоединительный элемент 7 в виде муфты в верхней части ствола 1.
Верхний упор 5 соединен со стволом 1 жестко, а ствол 1, в свою очередь, снизу посредством муфты 9 соединен с хвостовиком 8, вес которого выполняет роль ограничителя хода. Нижний упор 6 выполнен подвижным относительно ствола 1 и снизу оснащен конусной поверхностью 10 сужающейся сверху вниз.
Внутри ствола 1 установлен обратный клапан 11, с размещенной выше фильтрующей сеткой 12.
Пакер-хвостовик работает следующим.
На устье скважины к нижней части ствола 1 посредством муфты 9 наворачивают хвостовик 8, состоящий из нескольких труб (например, насосно-компрессорных труб). Обычно из практического опыта это 7-10 труб, которые составляют 1,5-2 тонны и этот вес вполне достаточен для выполнения роли ограничителя хода и герметичной запакеровки уплотнительных элементов 2 и 3 в скважине 13.
Далее пакер-хвостовик на колонне труб (на фигуре не показано) спускается в скважину до упора конусной поверхностью 10 нижнего упора 6 в верхний торец зацементированной в скважине 13 колонны малого диаметра 14 (например, летучки).
Затем производится полная разгрузка колонны труб на пакер-хвостовик, при этом верхний упор 5, жестко связанный со стволом 1 на конце которого закреплен хвостовик 8 оказывает давление, на уплотнительные элементы 2 и 3 разделенные между собой металлическим кольцом 4, причем оказываемое давление соответствует весу хвостовика 8, в следствии чего нижний упор 6 конусной поверхностью 10 упирается в верхний торец зацементированной в скважине 13 колонны малого диаметра 14 и остается неподвижным, а все остальные детали (1, 4, 5, 7, 8, 9, 11, 12) пакер-хвостовика, а уплотнительные элементы 2 и 3 в этот момент сжимаются радиально расширяясь и герметично прижимаются к внутренним стенам скважины 13, герметично разделяя межколонное пространство скважины 13.
Далее вращением колонны труб против часовой стрелки отворачивают ее от присоединительного элемента 7, навернутого сверху на ствол 1 пакер-хвостовика. После чего извлекают колонну труб на поверхность.
Далее в скважину 13 спускают глубиннонасосное оборудование и продолжают ее эксплуатацию, при этом фильтрующая сетка 12 предохраняет глубиннонасоное оборудование от попадания в него мелкого мусора, шлама и увеличивает его межремонтный период.
В случае остановки скважины 13 по различным причинам (например, на текущий ремонт) обратный клапан 11, находящийся внутри ствола 1 предотвращает обратное поступление в продуктивный пласт 15 добываемой жидкости, в связи с чем сохраняются коллекторские свойства последнего.
При необходимости извлечения пакер-хвостовика из скважины 13 сначала извлекают из нее глубиннонасосное оборудование, а затем спускают ловильный инструмент на колонне труб или канате (например, наружную труболовку) и захватом за нижний торец присоединительного элемента 7 навернутого на верхнюю часть ствола 1 извлекают пакер-хвостовик из скважины 13.
Прелагаемый пакер-хвостовик имеет небольшую металлоемкость и его целесообразно использовать в скважинах оборудованных цементируемыми хвостовиками (летучками) малого диаметра, кроме того пакер-хвостовик позволяет сохранить коллекторских свойств пласта за счет исключения обратного попадания жидкости из скважины в пласт в период остановки скважины в процессе эксплуатации или ремонта.