ПАКЕР ДЛЯ НАГНЕТАТЕЛЬНЫХ СКВАЖИН

Предложение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности, к защите обсадных колонн нагнетательных скважин от воздействия высоких давлений.
Известен пакер, содержащий полый ствол с заглушкой и упором, установочный фиксатор, приводной корпус и шток установочного гидроцилиндра, размещенные на стволе конус со шлипсами, уплотнительный элемент и фиксатор положения уплотнительного элемента с удерживающими губками (патент РФ №2137901 МПК 7 Е 21 В 33/12 опубл. в бюл. №26 от 20.09.1999 г.).
Недостатком пакера является сложность конструкции, обусловленная наличием сложных деталей, таких как конус, фиксатор положения уплотнительного элемента с удерживающими губками, конические вкладыши, которые требуют высокой точности при изготовлении и значительно усложняют сборку, что возможно выполнить только в специализированных мастерских. Невыполнение жестких требований при изготовлении и сборке снижает надежность работы пакера.
Наиболее близким по технической сущности к предлагаемому является пакер (патент РФ №2170808, МПК 7 Е 21 В 33/12, опубл. в бюл. № 20 от 20.07.2001 г.), включающий ствол с заглушкой и упорами, уплотнительный элемент, фиксатор положения уплотнительного элемента, основной конус, с которым связаны шлипсы соединением «ласточкин хвост», съемный узел, фиксирующие шарики, установленные в отверстиях ствола и взаимодействующие со съемным узлом, корпус и шток посадочного инструмента и срезные элементы.
Недостатками пакера являются:
- ограниченные функциональные возможности, поскольку пакер держит давление только в одну сторону, сверху вниз, а при давлении, направленном снизу вверх, плашки могут сдвинутся с места;
- несовершенна конструкция фиксатора положения уплотнительного элемента, который может сорваться при больших давлениях, что снижает надежность работы пакера;
- большая площадь соприкосновения сопряженных деталей (ствола и съемного узла), что приводит к их «закипанию» и, следовательно, возникают большие нагрузки при
извлечении пакера, что чревато его «прихватом» и может создать проблему при извлечении.
Задачей полезной модели является создание пакера, обладающего более широкими функциональными возможностями с одновременным усовершенствованием конструкции фиксатора положения уплотнительного элемента, а также снижение нагрузок при извлечении пакера.
Указанная задача решается предлагаемым пакером для нагнетательных скважин, включающим ствол, основной конус, упор, уплотнительный элемент, фиксатор положения уплотнительного элемента, шлипсы, съемный узел.
Новым является то, что съемный узел выполнен в виде патрубка и навернутого на его верхний конец переводника, причем патрубок телескопически герметично вставлен в основной конус, который снизу жестко соединен с верхним концом ствола, выполненного проходным, при этом на наружной поверхности ствола выполнен замкнутый фигурный паз в виде продольных короткого и длинного участков, соединенных между собой фигурным участком, причем шлипсы подпружинены внутрь и размещены в обойме с направляющем штифтом, причем обойма установлена на стволе напротив фигурного паза, при этом направляющий штифт размещен в фигурном пазе, при этом обойма имеет возможность перемещения по траектории замкнутого фигурного паза, причем на патрубке выполнена конусная поверхность, сужающаяся сверху вниз, при этом уплотнительный элемент размещен на патрубке и взаимодействует сверху с упором, размещенным на патрубке, причем упор зафиксирован относительно патрубка срезным элементом в транспортном положении, при этом фиксатор положения уплотнительного элемента выполнен в виде расположенных на патрубке разрезного конуса, сужающегося снизу вверх, и плашек, причем разрезной конус размещен под конусной поверхностью патрубка и подпружинен радиально внутрь опорным конусом, установленным снизу во внутренней цилиндрической выборке, выполненной в верхней части упора, а плашки расположены напротив конусной поверхности патрубка и подпружинены вниз опорным кольцом, которое жестко закреплено в верхней части патрубка, при этом разрезной конус и плашки имеют возможность взаимодействия между собой при осевом перемещении патрубка вниз с радиальным перемещением плашек наружу в рабочем положении, причем патрубок и упор снабжены гидравлически сообщающимися между собой дроссельными отверстиями.
На фиг.1 изображен предлагаемый пакер для нагнетательных скважин в продольном разрезе.
На фиг.2 - развертка замкнутого фигурного паза, выполненного на стволе пакера.
Пакер для нагнетательных скважин состоит (см. фиг.1) из ствола 1, выполненного проходным, основного конуса 2 и съемного узла 3. Съемный узел 3 выполнен в виде патрубка 4 и навернутого на верхний конец патрубка переводника 5. Патрубок 4 телескопически герметично вставлен в основной конус 3, который снизу жестко соединен с верхним концом ствола 1.
На наружной поверхности ствола 1 выполнен замкнутый фигурный паз 6 в виде продольных короткого 7 и длинного 8 участков (см. фиг.2), соединенных между собой фигурным участком 9. На стволе 1 напротив фигурного паза 6 установлена обойма 10 с направляющем штифтом 11. В обойме 10 (см. фиг.1) размещены подпружиненные внутрь шлипсы 12, причем направляющий штифт 11 размещен в фигурном пазе 6. Обойма 10 посредством направляющего штифта 11 имеет возможность перемещения по траектории замкнутого фигурного паза 6.
На патрубке 4 выполнена конусная поверхность 13, сужающаяся сверху вниз, при этом уплотнительный элемент 14 размещен на патрубке 1 и взаимодействует сверху с упором 15, также размещенным на патрубке выше уплотнительного элемента 4. Упор 15 зафиксирован относительно патрубка 4 срезным элементом 16 в транспортном положении.
Фиксатор положения 17 уплотнительного элемента 14 выполнен в виде разрезного конуса 18, сужающегося снизу вверх, и плашек 19. Разрезной конус 18 размещен на патрубке 1 под его конусной поверхностью 13 и подпружинен посредством пружины 20 радиально внутрь опорным конусом 21, установленным снизу во внутренней цилиндрической выборке 22, выполненной в верхней части упора 15.
Плашки 19 размещены на патрубке 2 и расположены напротив конусной поверхности 13 патрубка 4 и подпружинены посредством пружины 23 вниз опорным кольцом 24, которое жестко закреплено в верхней части патрубка 4.
Разрезной конус 18 и плашки 19 имеют возможность взаимодействия между собой при осевом перемещении патрубка 4 вниз с радиальным перемещением плашек 19 наружу в рабочем положении.
Переводник 5 съемного узла 3 оснащен резьбой 25. Патрубок 4 и упор 15 снабжены гидравлически сообщающимися между собой дроссельными отверстиями 26 и 27 соответственно. С целью исключения несанкционированных перетоков жидкости сопрягаемые поверхности патрубка 4 и упора 15 снабжены уплотнительными элементами 28.
Пакер для нагнетательных скважин работает следующим образом.
На устье скважины (на фиг.1 и 2 не показано) направляющий штифт 11 (см. фиг.2) обоймы 10 устанавливают в верхнюю часть продольного короткого участка 7 фигурного паза 6, выполненного на наружной поверхности ствола 1 (см. фиг.1). Затем пакер посредством резьбы 25 переводника 5 съемного узла 3 присоединяют к нижнему концу колонны насосно-компрессорных труб (НКТ) (на фиг.1 и 2 не показано) и спускают в скважину.
Достигнув интервала установки пакера в скважине, пакер приподнимают примерно на 1 метр вверх и опускают вниз.
В результате направляющий штифт 11 (см. фиг.2) перемещается из продольного короткого участка 7 фигурного паза 6 сначала в нижнюю часть продольного длинного участка 8, а затем при спуске пакера в верхнюю часть продольного длинного участка 8. В итоге все детали пакера за исключением деталей 10, 11, 12, остающихся на месте, благодаря контакту подпружиненных шлипсов 12 (см. фиг.1) с внутренней стенкой скважины совершают возвратно-поступательное перемещение, при этом основной конус 2, сужающийся сверху вниз, входит в подпружиненные шлипсы 12, раздвигая их наружу в радиальном направлении, прижимая их зубчатую часть к внутренней стенке скважины (на фиг.1 и 2 не показано). Колонну НКТ, соединенную с патрубком 4, продолжают разгружать на пакер, который подпружиненными шлипсами 12 уже зафиксировался на внутренней стенке скважины и при достижении веса разгрузки например 60-70 кН разрушается срезной элемент 16. В результате патрубок 4 начинает перемещаться вниз относительно упора 15, при этом разрезной конус 19, поскольку он жестко размещен на верхнем конце упора 14, упирается в конусную поверхность 13 патрубка 4. Колонна НКТ с патрубком 4 и жесткозакрепленными на патрубке 4 в верхней его части опорным кольцом 24 и расположенными под опорным кольцом 24 подпружиненными вниз посредством пружины 23 плашками 19 перемещаются вниз, при этом основной конус 2 верхним торцом, а упор 15 нижним торцом воздействуют на уплотнительный элемент 14, сжимая его и расширяя радиально наружу, при этом уплотнительный элемент 14 плотно прижимается к внутренним стенкам скважины. При дальнейшей разгрузке колонны НКТ
с патрубком 4 на пакер, разрезной конус 18 и плашки 19 фиксатора положения 17 уплотнительного элемента 14 вступают во взаимодействие между собой.
Колонну НКТ с патрубком 4 полностью разгружают на пакер, при этом, благодаря наезду плашек 19 на разрезной конус 18, поскольку последний уперт в конусную поверхность 13 патрубка 1, плашки 19 радиально расширяются наружу и своей зубчатой поверхностью врезаются во внутренние стенки скважины, фиксируя уплотнительный элемент 14 в окончательном запакерованном состоянии.
В результате пакер для нагнетательных скважин надежно и герметично разделяет колонное пространство скважины. Нагнетательную скважину запускают в эксплуатацию, при этом верхняя часть обсадной колонны, которая находится выше пакера, надежно скважины защищена от воздействия высокого давления (давления закачки в колонне НКТ). В процессе работы скважины жидкость из внутреннего пространства патрубка 4 сквозь гидравлически сообщающиеся между собой дроссельные отверстия 26 и 27 патрубка 4 и упора 15 соответственно перетекает в межколонное пространство (на фиг.1 и 2 не показано) скважины, в связи с чем исключается заваливание пакера сверху шламом, песком, окалиной, что в дальнейшем облегчает извлечение пакера.
При необходимости извлечения пакера из скважины в процессе его длительной эксплуатации (например, на ревизию) производят натяжение колонны НКТ с патрубком 4 вверх, при этом патрубок 4 перемещается вверх относительно пакера и плашки 19 зубчатой поверхностью отходят от внутренней стенки скважины, сжимаясь радиально внутрь, и воздействуют своей внутренней поверхностью на подпружиненный внутрь разрезной конус 18, который в определенный момент выходит из взаимодействия с плашками 19, освобождая фиксатор положения 17 от фиксации уплотнительного элемента 14. Колонну НКТ с патрубком 4 продолжают тянуть вверх, при этом сначала уплотнительный элемент 14 отходит от внутренних стенок скважины и занимает транспортное положение (см. фиг.1).
Подъем колонны НКТ с патрубком 4 продолжают, при этом ствол 1 поднимается вверх относительно обоймы 10 с направляющим штифтом 11 и подпружиненными шлипсами 12, остающихся на месте в следствии их контакта с внутренними стенками скважины, при этом направляющий штифт 11 перемещается вниз по продольному длинному участку 8 (см. фиг.2) и попадает в фигурный участок 9 фигурного паза 6 и подпружиненные внутрь шлипсы 12 (см.фиг.1) выходят из взаимодействия с основным конусом 2, а затем своей зубчатой частью выходят из взаимодействия со стенкой скважины.
В результате пакер распакерован и свободно извлекается на поверхность.
Предлагаемый пакер для нагнетательных скважин обеспечивает высокую надежность в запакеровке и снижает нагрузки при распакеровке, благодаря усовершенствованной конструкции фиксатора положения уплотнительного элемента, который, кроме того, расширяет функциональные возможности пакера, так как поддерживает его в рабочем состоянии при давлениях, направленных как снизу, так и сверху.