ПАКЕР МНОГОФУНКЦИОНАЛЬНЫЙ
MULTIFUNCTIONAL PACKER

Изобретение относится к горному делу, в частности, к нефтедобывающей промышленности, и может использоваться для раздельной эксплуатации нефтяных скважин.
Известен механический двуствольный пакер с кабельным вводом, содержащий пакерный и внутренний стволы, вставленные один в другой и крепящиеся между собой с ориентированием по кабельному вводу, пакерный узел, механический привод нажимного действия, герметизатор кабельного ввода с линиями отвода газа или для закачки химреагентов. Внутренний ствол выполнен составным из верхней, средней и нижней частей, нижний конец средней части которого имеет выступ для взаимодействия с цилиндром привода. В сквозных отверстиях нижнего конца средней части и верхнего конца нижней части внутреннего ствола установлены срезные элементы. (Патент RU №2468185 на изобретение «Механический двуствольный пакер с кабельным вводом». - МПК: Е21В 33/128. - 27.11.2012).
Известен разбуриваемый механический пакер, содержащий ствол с разжимным и посадочным конусами и ввертышем, связанным через удлинитель, снабженный кольцом, с муфтой, корпус с металлическим уплотнительным элементом, снабженным внешним и внутренним кольцевыми выступами, якорь, фиксатор и механизм посадки. Переходник в осевом канале удлинителя выполнен с продольными окнами в торцовой части и гильзой, образующей подвижное соединение со стволом. Якорь выполнен в виде стопоров, установленных в окнах корпуса с возможностью взаимодействия с посадочным конусом ствола. Фиксатор выполнен в виде разрезных стопорных колец, установленных в кольцевых расточках корпуса и обращенных в сторону ответных проточек на стволе. Механизм посадки выполнен в виде разжимного конуса на нижнем конце ствола с подпружиненными сухарями, установленными на внутреннем кольцевом выступе уплотнительного элемента. Корпус снабжен пружинным центратором, охватывающим удлинитель с кольцом с возможностью образования с ним телескопического соединения, а осевой канал ствола связан с полостью скважины радиальными каналами и снабжен обратным клапаном. (Патент RU №2236556 на изобретение «Разбуриваемый механический пакер». - МПК: Е21В 33/12. - 20.09.2003).
Известен пакер опорно-механический, включающий ствол, состоящий из двух телескопических взаимосвязанных верхней и нижней частей с возможностью их осевого перемещения между собой и оснащенный уплотнительными кольцами и манжетами, переходником, регулировочной гайкой и фиксатором. Ствол дополнительно оснащен фиксированным на нем механическим заякоривающим или центрирующим устройством, состоящим из взаимосвязанных между собой конуса, плоских плашек и плашкодержателя, установленных ниже или выше уплотнительных манжет, и/или пакер выполнен с кабельным вводом в виде герметизирующей продольной глухой прорези на его стволе внутри уплотнительных манжет. (Патент RU №2365739 на изобретение «Пакер опорно-механический Шарифова (варианты)», п.3). - МПК: Е21В 33/12. - 27.08.2009).
Известна система эксплуатации скважин погружным электронасосом посредством пакеров с кабельным вводом, содержащая установленные на насосно-компрессорной трубе два пакера, один из которых расположен выше нижнего пласта, второй - выше верхнего, а также установленный в нижней части трубы электроцентробежный насос. Пакер, расположенный выше нижнего пласта, выполнен с возможностью механической посадки в скважине осевым перемещением насосно-компрессорной трубы, а пакер, расположенный выше верхнего пласта, выполнен с возможностью посадки в скважине путем осевой разгрузки веса насосно-компрессорной трубы и снабжен гидравлическим якорем с кабельным вводом. Такая система упрощает процесс эксплуатации скважины в части снижения объема спускоподъемных операций и сокращает время простоя скважины. (Патент RU №2473790 на изобретение «Система эксплуатации скважин погружным электронасосом посредством пакеров с кабельным вводом». - МПК: Е21В 43/14. - 27.01.2013).
Известна установка для эксплуатации скважины, включающая пакер в промежутке между пластами, колонну труб с всасывающим клапаном и электроцентробежный насос, снабженный герметизирующим кожухом. Выше насоса на колонне труб установлена цилиндрическая камера, имеющая внутренние уплотнительные кольца, опорное седло, радиальные отверстия для сообщения с межтрубным пространством выше пакера и внутреннюю кольцевую проточку на уровне отверстий. В цилиндрической камере размещен съемный штуцерный узел с осевым проходным каналом, снабженный захватным элементом, наружным уплотнительным кольцом и калиброванными радиальными сменными штуцерами на уровне радиальных отверстий. В нижней части штуцерного узла смонтирован пружинный замок для фиксации его в опорном седле цилиндрической камеры. Установка обеспечивает регулирование расходов и давлений закачиваемой жидкости при внутри- и межскважинной перекачке. (Патент RU №2335625 на изобретение «Установка для эксплуатации скважины». - МПК: Е21В 43/14. - 10.10.2008). Данное изобретение принято за прототип.
Недостатком всех известных пакеров является большой объем спускоподъемных операций на смену технологических операций, выполняемых по регламенту эксплуатации скважины, требующий длительное время простоя скважины.
Основной задачей, на решение которой направлено заявляемое изобретение, является сокращение объема спускоподъемных операций при эксплуатации скважины согласно технологическому регламенту и времени простоя скважины.
Техническим результатом является повышение технологичности эксплуатации скважин, сокращение объема спускоподъемных операций и времени простоя скважины.
Указанный технический результат достигается тем, что, в известном пакере, содержащем трубу, соединяемую сверху с колонной насосно-компрессорных труб и снизу с погружным электроприводным насосом посредством патрубка, снаружи трубы смонтированы резиновые кольцевые манжеты с механизмом расширения их, якорь, центратор и выполнен канал для герметичной проводки силового кабеля через пакер к погружному электроприводному насосу, а в трубе выполнены радиальные отверстия для сообщения с межтрубным пространством, согласно предложенному техническому решению,
радиальные отверстия в стенке трубы выполнены по обе стороны кольцевых манжет и симметрично им на внутренней стороне стенки выполнены кольцевые трапециевидные канавки, сообщающиеся с межтрубными пространствами выше и ниже пакера, а на внутренней стороне стенки трубы выполнена кольцевая выемка стопорного устройства для установки в трубе сменных цилиндрических вставок для выполнения соответствующих функций технологического регламента эксплуатации скважины, спускаемых в трубу через полость колонны насосно-компрессорных труб и герметично устанавливаемых в трубе посредством уплотнений с возможностью совмещения и/или перекрытия кольцевых трапециевидных канавок в трубе и радиальных отверстий в сменных цилиндрических вставках;
внутренний диаметр трубы пакера меньше внутреннего диаметра колонны насосно-компрессорных труб, при этом в трубе пакера выполнен конус с наибольшим диаметром на уровне верхнего торца, равным диаметру насосно-компрессорных труб;
сменные цилиндрические вставки содержат элемент стопорного устройства, взаимодействующий с ответной кольцевой выемкой на внутренней стороне стенки трубы и удерживающий вставку в определенном положении, наружные кольцевые уплотнения и внутренний кольцевой паз для зацепления вставок захватным инструментом для спуска с поверхности скважины в трубу и удаления их через полость колонны насосно-компрессорных труб;
в трубе может быть установлена цилиндрическая вставка для промывки надпакерного межтрубного пространства, в которой выполнена полость, разделенная торцовой перегородкой на уровне нижней кромки кольцевой трапециевидной канавки с радиальными отверстиями выше кольцевых манжет на две части, причем в стенке верхней части вставки выполнены радиальные отверстия на уровне кольцевой трапециевидной канавки, сообщающиеся с полостью колонны насосно-компрессорных труб и с надпакерным межтрубным пространством, при этом нижняя часть вставки перекрывает кольцевую трапециевидную канавку с радиальными отверстиями в стенке трубы ниже кольцевых манжет;
в трубе может быть установлена цилиндрическая вставка для промывки погружного электроприводного насоса, в которой выполнена полость, разделенная муфтой перекрестного течения на две части, при этом радиальные каналы муфты сообщаются с кольцевой трапециевидной канавкой и радиальными отверстиями в стенке трубы выше кольцевых манжет и с погружным электроприводным насосом через полости нижней части вставки и патрубка, а продольные каналы сообщаются с полостью насосно-компрессорных труб через полость верхней части вставки и с подпакерным межтрубным пространством через полость, образованную между стенками трубы и нижней части вставки, и кольцевую трапециевидную канавку с радиальными отверстиями в стенке трубы ниже кольцевых манжет;
в трубе может быть установлена цилиндрическая вставка для отвода газа из подпакерного межтрубного пространства, в которой выполнена полость, разделенная эжектором на две части, при этом канал подвода газа эжектора сообщается с полостью, образованной между стенками трубы и нижней части вставки, и кольцевой трапециевидной канавкой с радиальными отверстиями в стенке трубы ниже кольцевых манжет, а диффузором - с полостью колонны насосно-компрессорных труб через полость в верхней части вставки, при перекрытой кольцевой трапециевидной канавке с радиальными отверстиями в стенке трубы выше кольцевых манжет;
в трубе может быть установлена цилиндрическая вставка для добычи нефти погружным электроприводным насосом, которая выполнена полой с возможностью сообщения погружного электроприводного насоса с полостью колонны насосно-компрессорных труб при одновременном перекрытии вставкой кольцевых трапециевидных канавок с радиальными отверстиями в стенке трубы по обе стороны кольцевых манжет.
Приведенный заявителем анализ уровня техники позволил установить, что аналоги, характеризующиеся совокупностями признаков, тождественными всем признакам заявленного пакера многофункционального, отсутствуют. Следовательно, заявляемое техническое решение соответствует условию патентоспособности «новизна».
Результаты поиска известных решений в данной области техники с целью выявления признаков, совпадающих с отличительными от прототипа признаками заявляемого технического решения, показали, что они не следуют явным образом из уровня техники. Из определенного заявителем уровня техники не выявлена известность влияния предусматриваемых существенными признаками заявляемого технического решения преобразований на достижение указанного технического результата. Следовательно, заявляемое техническое решение соответствует условию патентоспособности «изобретательский уровень».
Заявленное техническое решение может быть реализовано на любом предприятии машиностроения из общеизвестных материалов и принятой технологии и использовано на нефтегазовых скважинах. Следовательно, заявляемое техническое решение соответствует условию патентоспособности «промышленная применимость».
На фиг.1 схематично показан общий вид пакера многофункционального; на фиг.2 - то же, с цилиндрической вставкой для промывки надпакерного межтрубного пространства; на фиг.3 - то же, с цилиндрической вставкой для промывки погружного электроприводного насоса; на фиг.4 - то же, с цилиндрической вставкой для отвода газа из подпакерного межтрубного пространства; на фиг.5 - то же, с цилиндрической вставкой для добычи нефти из скважины.
1
2
2
Пакер многофункциональный содержит трубу 1, соединяемую сверху с колонной насосно-компрессорных труб 2 и снизу с погружным электроприводным насосом 3 посредством патрубка 4, при этом снаружи трубы 1 смонтированы резиновые кольцевые манжеты 5 с механизмом их расширения, якорь 6, удерживающий трубу 1 в обсадной колонне 7 скважины, центратор 8 и выполнен канал для герметичной проводки силового кабеля 9 через пакер к погружному электроприводному насосу 3 с поверхности скважины. В стенке трубы 1 по обе стороны кольцевых манжет 5 выполнены радиальные отверстия 10 и 11 и симметрично им на внутренней стороне выполнены кольцевые трапециевидные канавки 12 и 13, сообщающие полость трубы 1 с межтрубными пространствами 14 и 15 выше и ниже кольцевых манжет 5, соответственно. Внутренний диаметр d трубы 1 меньше внутреннего диаметра d колонны насосно-компрессорных труб 2, при этом в трубе выполнен конус с наибольшим диаметром на уровне верхнего торца, равным диаметру d насосно-компрессорных труб 2. (Фиг.1). На внутренней стороне стенки трубы 1 выполнена кольцевая выемка 16 стопорного устройства для установки в трубе 1 сменных цилиндрических вставок 17, 18, 19 и 20, предназначенных для выполнения определенного технологического регламента эксплуатации скважины, спускаемых в трубу 1 через полость колонны насосно-компрессорных труб 2 и герметично устанавливаемых в трубе 1 посредством уплотнений 21 с возможностью совмещения и/или перекрытия кольцевых трапециевидных канавок 12 и 13 с радиальными отверстиями 10 и 11 в стенке трубы 1 и радиальных отверстий 22 в сменной цилиндрической вставке 17. (Фиг.2, 3, 4 и 5).
В трубе 1 может быть установлена цилиндрическая вставка 17 для промывки надпакерного межтрубного пространства 14, в которой полость 23 разделена торцовой перегородкой 24 на уровне нижней кромки кольцевой трапециевидной канавки 12 с радиальными отверстиями 10 выше кольцевых манжет 5 на две части. В стенке верхней части цилиндрической вставки 17 выполнены радиальные отверстия 22 на уровне кольцевой трапециевидной канавки 12 с радиальными отверстиями 10 выше кольцевых манжет 5, сообщающие полость колонны насосно-компрессорных труб 2 с надпакерным межтрубным пространством 14. (Фиг.2). При этом нижняя часть вставки 17 перекрывает кольцевую трапециевидную канавку 13 с радиальными отверстиями 11 в стенке трубы 1 ниже кольцевых манжет 5.
В трубе 1 может быть установлена цилиндрическая вставка 18 для промывки погружного электроприводного насоса 3, в которой выполнена полость 25, разделенная муфтой перекрестного течения 26 на две части, при этом радиальные каналы 27 муфты сообщаются с кольцевой трапециевидной канавкой 12 и радиальными отверстиями 10 в стенке трубы 1 выше кольцевых манжет 5 и с погружным электроприводным насосом 3 через полости нижней части цилиндрической вставки 18 и патрубка 4, а продольные каналы 28 сообщаются с полостью насосно-компрессорных труб 2 через полость верхней части цилиндрической вставки 18 и с подпакерным межтрубным пространством 15 через полость 29, образованную между стенками трубы 1 и нижней части цилиндрической вставки 18, и кольцевую трапециевидную канавку 13 с радиальными отверстиями 11 в стенке трубы 1 ниже кольцевых манжет 5. (Фиг.3).
В трубе 1 может быть установлена сменная цилиндрическая вставка 19 для отвода газа из подпакерного межтрубного пространства 15, в которой выполнена полость 30, разделенная эжектором 31 на две части. Канал 32 подвода газа эжектора 31 сообщается с полостью 33, образованной между стенками трубы 1 и нижней части цилиндрической вставки 19, кольцевой трапециевидной канавкой 13 с радиальными отверстиями 11 в стенке трубы 1 ниже кольцевых манжет 5 и погружным электроприводным насосом 3, а диффузором 34 - с полостью колонны насосно-компрессорных труб 2 через полость в верхней части цилиндрической вставки 19, с возможностью перекрытия кольцевой трапециевидной канавки 12 с радиальными отверстиями 10 в стенке трубы 1 выше кольцевых манжет 5. (Фиг.4).
В трубе 1 может быть установлена сменная цилиндрическая вставка 20 для добычи нефти погружным электроприводным насосом 3 через полость 35 при одновременно перекрытых кольцевых трапециевидных канавок 12 и 13 с радиальными отверстиями 10 и 11 в стенке трубы 1 по обе стороны кольцевых манжет 5 цилиндрической вставкой 20. (Фиг.5).
Сменные цилиндрические вставки содержат элемент 36 стопорного устройства, взаимодействующий с ответной кольцевой выемкой 15 на внутренней стороне стенки трубы 1, удерживающего сменные вставки 17, 18, 19 и 20 в трубе 1 в определенном положении, и кольцевой паз 37 для зацепления сменных вставок 17,18,19 и 20 захватным инструментом (условно не показан) для спуска с поверхности скважины в трубу 1 и удаления их через полость колонны насосно-компрессорных труб 2.
Предложенный пакер многофункциональный работает следующим образом.
Пакер многофункциональный, содержащий трубу 1 с резиновыми кольцевыми манжетами 5 и механизмом их расширения, с якорем 6, центратором 8 и силовым кабелем 9, герметично проведенному через пакер по каналу, выполненному на трубе 1, последнюю и силовой кабель 9 на поверхности скважины соединяют с погружным электроприводным насосом 3 с патрубком 4, а другим концом с колонной насосно-компрессорных труб 2, последней с помощью центратора 8 на трубе 1 пакер опускают в обсадную колонну 7 скважины на определенную глубину и закрепляют якорем 6, удерживающим пакер с колонной насосно-компрессорных труб 2 и погружным электроприводным насосом 3 в обсадной колонне 7, полость которой затем разобщают резиновыми кольцевыми манжетами 5 посредством механизма их расширения на межтрубные пространства 14 и 15.
2
1
2
Для выполнения технологического регламента эксплуатации скважины, на поверхности скважины соответствующую сменную цилиндрическую вставку зацепляют захватным инструментом за внутренний кольцевой паз 37 и спускают через полость колонны насосно-компрессорных труб 2 с внутренним диаметром d в трубу 1 с внутренним диаметром d<d с сжатием уплотнений 21 и элемента 36 стопорного устройства при перемещении их с верхнего торца трубы 1 по конусу. В трубе 1 сменные цилиндрические вставки устанавливают герметично посредством уплотнений 21 и фиксируют элементом 36 стопорного устройства в ответной кольцевой выемке 16 трубы 1, удерживающим сменную цилиндрическую вставку в определенном положении.
Для промывки надпакерного межтрубного пространства 14, например, от песчано-гравийного осадка, в трубе 1 устанавливается цилиндрическая вставка 17 выше описанным способом. С поверхности скважины по колонне насосно-компрессорных труб 2 подается жидкость, последняя поступает в полость 23 верхней части цилиндрической вставки 17 и, минуя торцовую перегородку 24, через радиальные отверстия 22, трапециевидную канавку 12 с радиальными отверстиями 10 в стенке трубы 1 струями поступает в надпакерное межтрубное пространство 14, вымывая песчано-гравийный осадок на поверхность скважины. При этом кольцевая трапециевидная канавка 13 с радиальными отверстиями 11 в стенке трубы 1 ниже кольцевых манжет 5 перекрыты нижней частью цилиндрической вставки 17.
Для промывки погружного электроприводного насоса 3 в трубе 1 устанавливается цилиндрическая вставка 18 выше описанным способом. С поверхности скважины по колонне насосно-компрессорных труб 2 подается чистая жидкость, последняя поступает в полость 25 верхней части цилиндрической вставки 18, из которой через продольные каналы 28, полость 29 между стенками трубы 1 и нижней части цилиндрической вставки 18, кольцевую трапециевидную канавку 13 и радиальные отверстия 11 в стенке трубы 1 ниже кольцевых манжет 5 чистая жидкость поступает в подпакерное межтрубное пространство 15 и забирается погружным электроприводным насосом 3. После промывки погружной электроприводной насос 3 перекачивает отработанную жидкость через полость патрубка 4 в полость 25 нижней части цилиндрической вставки 18, из последней под давлением перетекает через радиальные каналы 27 муфты перекрестного течения 26, кольцевую трапециевидную канавку 12 и радиальные отверстия 10 в стенке трубы 1 выше кольцевых манжет 5 в надпакерное межтрубное пространство 14, по которому выбрасывается на поверхность скважины.
Для отвода газа из подпакерного межтрубного пространства 15 в трубе 1 устанавливается цилиндрическая вставка 19 выше описанным способом. Погружной электроприводной насос 3 нагнетает скважинную жидкую среду через полость патрубка 4 в полость 30 нижней части цилиндрической вставки 19, из которой жидкая среда струей выбрасывается через сопло эжектора 31 в диффузор 34, увлекая жидкой средой газ из подпакерного межтрубного пространства 15, протекающий через радиальные отверстия 11 в стенке трубы 1 ниже кольцевых манжет 5, кольцевую трапециевидную канавку 13, полость 33 между стенками трубы 1 и нижней части цилиндрической вставки 19 в канал 32 подвода газа к эжектору 31, последним газ отсасывается в полость 30 верхней части цилиндрической вставки 19. Из полости 30 верхней части цилиндрической вставки 19 гидросмесь перетекает в полость колонны насосно-компрессорных труб 2, а затем на поверхность скважины. При этом кольцевая трапециевидная канавка 12 с радиальными отверстиями 10 в стенке трубы 1 выше кольцевых манжет 5 перекрыты верхней частью цилиндрической вставки 19.
Для добычи нефти погружным электроприводным насосом 3 в трубе устанавливается цилиндрическая вставка 20 выше описанным способом. Погружной электроприводной насос 3 нагнетает скважинный флюид через полость патрубка 4 в полость 35 цилиндрической вставки 20, из которой скважинный флюид перетекает в полость колонны насосно-компрессорных труб 2, а затем на поверхность скважины. При этом кольцевые трапециевидные канавки 12 и 13 с радиальными отверстиями 10 и 11 в стенке трубы 1 по обе стороны кольцевых манжет 5 перекрыты цилиндрической вставкой 20.
Смена цилиндрических вставок 17, 18, 19 и 20 осуществляется зацеплением их захватным инструментом за кольцевую выемку 16 с последующим удалением или спуском их через полость колонны насосно-компрессорных труб 2.
Предлагаемый пакер многофункциональный может быть использован для эксплуатации нефтяных скважин без необходимости удаления насосно-компрессорных труб из обсадной трубы скважины, что повышает технологичность эксплуатации скважин, сокращает объем спускоподъемных операций и время простоя скважин.