ПАКЕРНОЕ УСТРОЙСТВО ДЛЯ ЖИДКОСТНОЙ ОБРАБОТКИ ПЛАСТА В БОКОВЫХ СТВОЛАХ СКВАЖИН

Полезная модель относится к нефтегазодобывающей промышленности, а именно к пакерным устройствам для проведения операций по закачке жидкостей в пласты в боковых стволах скважин.
Известен способ кислотной обработки призабойной зоны наклонной или горизонтальной скважины, заключающийся в струйном воздействии раствора кислоты на интервал гидроперфоратором, RU №2325517 С1, Е21В 43/27, 2008.05.27.
Известно устройство для поинтервальной обработки продуктивного пласта через открытый горизонтальный ствол скважины, содержащее колонну труб с трубной компоновкой со сквозным калиброванным каналом, гидравлические пакеры, кольцевое седло под запорный шар, сбрасываемый в колонну труб с поверхности, RU №2247832 С1, Е21В 43/27, 2005.03.10.
Известен гидравлический пакер, содержащий корпус, на котором установлены верхний и нижний якорные узлы, упругий эластичный уплотнительный элемент, расположенный между якорными узлами, гидравлический привод, выполненный в виде цилиндра и поршня, срезной
клапан, соединенный с нижней частью корпуса и снабженный посадочным седлом под сбросной элемент, RU №2151854 C1, E21B 33/12, 2000.06.27.
Известен фильтровый хвостовик, содержащий корпус-фильтр с воронкой, пакер, включающий вал и конус со шлипсами для заякоривания корпус-фильтра, при этом конус жестко соединен с валом, а шлипсы - с воронкой, RU №2015310 С1, Е21В 43/08, 1994.06.30.
Известен гидравлический пакер, содержащий вал, гильзу, установленную на вале, цилиндр, уплотнители, расположенные между цилиндром и гильзой, подвижный и неподвижный клинья, подпружиненные сухари, установленные между клиньями, и клапанный узел в виде седла для шарика, закрепленного на вале посредством кронштейна и зафиксированного срезными винтами, RU №2235189 C1, E21B 33/12, 2004.08.27.
Данное техническое решение принято в качестве «ближайшего аналога» настоящей полезной модели.
Гидравлический пакер «ближайшего аналога», выполненный съемным, надежен в эксплуатации и используется при эксплуатации подземных хранилищ газообразных и жидких углеводородов, однако наличие устройств, необходимых при возможном применении его для жидкостной обработки ствола скважины, не предусмотрено.
В основу настоящей полезной модели положено решение задачи, позволяющей расширить функциональные возможности пакерного устройства и повысить надежность его работы в боковых стволах скважин.
Согласно полезной модели эта задача решается за счет того, что пакерное устройство для жидкостной обработки пласта в боковых стволах скважин включает гидравлический пакер, содержащий вал, гильзу, установленную на вале, цилиндр, уплотнители, расположенные между цилиндром и гильзой, подвижный и неподвижный клинья, подпружиненные сухари, установленные между клиньями, и клапанный узел в виде седла для шарика, закрепленного на вале посредством кронштейна и зафиксированного срезными винтами.
Пакерное устройство дополнительно снабжено фильтром, свинченным с одной стороны с кронштейном в нижней его части и выполненным с другой его стороны с направляющей, имеющей наружную поверхность шаровой формы и внутреннюю поверхность соизмеримую размерам седла с шариком.
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 изображено пакерное устройство, разрез.
Пакерное устройство содержит гидравлический пакер 1, клапанный узел 2 и фильтр 3.
Гидравлический пакер 1 содержит:
Вал - 4.
Гильзу (на вале 4) - 5,
срезные винты (для фиксации гильзы 5 на вале 4) - 6
Цилиндр (на гильзе 5) - 7.
Уплотнители (между гильзой 5 и цилиндром 7) - 8.
Неподвижный клин (на вале 4) - 9.
Подвижный клин (между гильзой 5 и цилиндром 7) - 10.
Подпружиненные сухари (между клиньями 9 и 10) - 11.
Пружинный фиксатор (между цилиндром 7 и подвижным клином 10) - 12.
Клапанный узел 2 содержит:
Кронштейн (на вале 1) - 13.
Седло (на кронштейне 13)- 14,
срезные винты (для фиксации седла 14) - 15.
Шарик (для седла 14) - 16. Фильтр 3 содержит:
Направляющую - 17,
наружная поверхность шаровой формы (направляющей 17) - 18, внутреннюю поверхность (направляющей 17) - 19.
Жидкостную обработку пласта скважин пакерным устройством осуществляют следующим образом.
Пакер спускается в скважину на трубах. При переходе из основного ствола скважины в боковой ствол направляющая 17 с шаровой поверхностью 18 позволяет снять с гидравлического пакера 1 осевую нагрузку, связанную с упором в цементный камень в месте перехода, и создать боковую нагрузку для искривления спускаемой компоновки с целью исключения разрушения камня.
После спуска гидравлического пакера 1 до необходимой глубины производят подачу жидкости в трубы.
Под действием подаваемой в трубы жидкости подвижный клин 10 перемещается в сторону неподвижного клина 9 и отжимает подпружиненные сухари 11 к стенке трубы эксплуатационной колонны. Когда сухари 11 зафиксируются на стенке эксплуатационной колонны, движение подвижного клина 10 прекратится, но начнется движение
цилиндра 7 по гильзе 5 в сторону уплотнений 8, которые будут деформироваться и уплотнять зазор между гидравлическим пакером 1 и стенкой эксплуатационной колонны.
С окончанием запакеровки, одновременно, происходит фиксация цилиндра 7 относительно подвижного клина 10 пружинным фиксатором 12. При продолжении повышения давления жидкости срезаются срезные винты 15 и седло 14 вместе с шариком 16 падает на внутреннюю поверхность 19 направляющей 17.
Гидравлический пакер 1 готов к работе по закачке жидкости в пласт. Подъем гидравлического пакера 1 осуществляют натяжением труб, на которых он был спущен, при этом срезаются срезные винты 6. Гильза 5 теряет фиксацию относительно вала 1, происходит сначала распакеровка, а затем смещение клиньев 9 и 10, освобождающих подпружиненные сухари 11.
Сложность работ в боковых стволах нефтяных скважин заключается в доставке в него пакера, особенно при переходе из основного ствола в боковой, установке и съеме пакера, особенно в горизонтальных стволах.
Для проведения жидкостной обработки в боковом стволе скважины (при выполнении операций по закачке рабочих агентов в пласт) используют гидравлический пакер 1, не требующий при установке вращения инструмента или осевых его перемещений, что повышает надежность эксплуатации пакерного устройства.
Наличие фильтра 3 повышает надежность пакерного устройства при работе с жидким агентом.
Выполнение направляющей 17 с наружной поверхностью шаровой формы 18 повышает надежность пакерного устройства при заходе в боковой ствол, исключает цементные сколы, а тем самым исключает возможность заклинки пакера цементным кусочком в горизонтальном боковом стволе при его подъеме из скважины.
Выполнение направляющей 17 с внутренней поверхностью 19 предотвращает падение седла 14 с шариком 16 на забой при срезании винтов 15, обеспечивая чистоту забоя.
Выполнение фильтра 3 с направляющей 17 позволяет проводить фильтрацию откачиваемых продуктов распада после обработки пласта рабочим агентом и удержать седло 14 с шариком 16 от падения, что расширяет функциональные возможности пакерного устройства.
Предложенное пакерное устройство, включает узлы и детали, широко применяемое в нефтегазодобывающей промышленности, и проведение опытных испытаний обусловливает, по мнению заявителя, его соответствие критерию «промышленная применимость».