ПАКЕР ДЛЯ СКВАЖИН С ВЫСОКИМ ПЛАСТОВЫМ ДАВЛЕНИЕМ

Полезная модель относится к нефтегазодобывающей промышленности и предназначена для работы в глубоких скважинах с высоким пластовым давлением.
Известен пакер для скважины, включающий корпус с помещенным на нем уплотнительным элементом, узел пакеровки уплотнительного элемента механического действия, помещенный выше уплотнительного элемента, и узел допакеровки уплотнительного элемента гидромеханического действия, помещенный ниже уплотнительного элемента, выполненный с возможностью его срабатывания при снижении гидростатического давления в скважине при освоении и/или эксплуатации скважины до заданной величины, RU №2520243 C1, E21B 33/12, 20.06.2014.
Известен пакер, состоящий из полого ствола, на котором установлены уплотнительный элемент, верхний упор с герметизирующей втулкой, верхний конус, верхний и нижний якорные узлы, расположенные ниже уплотнительного элемента, из которых верхний якорный узел включает сужающийся книзу конус с плашками, а нижний якорный узел включает продольно разрезной сужающийся кверху конус, состоящий из нескольких секторных элементов, при этом плашки верхнего и нижнего якорных узлов установлены соответственно в верхней и нижней частях двухсторонней обоймы и подпружинены внутрь с возможностью радиального перемещения наружу, RU№131066 U1, E21B 33/12, 10.08.2013.
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, 27.06.2000.
Известен механический пакер двустороннего действия, содержащий ствол, с надетыми на него подвижным нижним механическим якорем и подвижной в осевом направлении центральной частью, выполненной в виде втулки, на верхнюю часть которой навинчен по резьбе либо верхний конус, либо гидроякорь, а на нижней части втулки подвижно установлены уплотнители и нижний конус, жестко соединенный с другой втулкой, подвижно установленной на стволе и осуществляющей механическую связь между центральной частью и нижним якорем, траектория перемещения которого ограничена пазом, выполненным на стволе пакера, RU №2520104 C2, E21B 33/12, 20.06.2014.
Известен двуякорный механический пакер, содержащий вал, верхний и нижний якори с подпружиненными плашками, уплотнители, верхний и нижний конусы, фигурный паз, RU №84052 U1, E21B 33/12, 27.06.2009.
Известен гидравлически-устанавливаемый пакер, содержащий пакерное устройство, включающее полый вал, на котором установлены плашки, клинья, уплотнитель и установочное устройство, включающее гидравлический якорный узел, RU №84913 U1, E21B 33/12, 20.07.2009.
Известен гидравлический пакер, содержащий вал, гильзу, установленную на вале, цилиндр, уплотнители, якорь с подвижным клином и неподвижным клином, установленным на вале, с подпружиненными сухарями, установленными между подвижным и неподвижным его клиньями, и клапанный узел в виде седла для шарика, закрепленного на вале посредством кронштейна и зафиксированного срезными винтами, RU №2235189 C1, E21B 33/12, 27.08.2004.
Известные пакеры не предназначены для работы в скважинах с высоким пластовым давлением.
Известно пакерное устройство для глубоких скважин с высоким пластовым давлением, включающее клапанный узел и пакер, содержащий вал, цилиндр, нижний якорь, выполненный с пружинными фиксаторами и подвижным клином, верхний якорь, выполненный с подвижным клином, уплотнители, расположенные между подвижным клином верхнего якоря и цилиндром, RU №122432 U1, E21B 33/12, 27.11.2012.
Данное техническое решение принято в качестве «ближайшего аналога» настоящей полезной модели.
Пакерное устройство «ближайшего аналога» содержит гидравлический пакер с верхним и нижним якорями и предназначено для эксплуатации в глубоких скважинах с высоким пластовым давлением при наличии химически агрессивных добываемых флюидов.
Наличие пружинного фиксатора в нижнем якоре «ближайшего аналога» повышает надежность при осевых нагрузках на вал от устья к забою, поскольку при нагрузке на вал от устья к забою, с помощью пружинного фиксатора происходит еще большее вдавливание подпружиненных сухарей нижнего якоря в трубу эксплуатационной колонны.
Однако на вале «ближайшего аналога» установлена гильза с резьбовыми отверстиями под срезные винты, которые входят в канавку, выполненную на вале. На гильзе размещен пружинный фиксатор. Канавка под срезные винты способствует ослаблению вала пакера, гильза, ослабленная резьбовыми отверстиями и тонкостенностью с выполненной резьбой под пружинный фиксатор, не обеспечивает надежности фиксации, а сами срезные винты, выдерживающие незначительную нагрузку при срыве пакера, снижают применяемые нагрузки к валу и способствуют срыву пакера от высокого пластового давления.
В основу настоящей полезной модели положено решение задачи, позволяющей повысить эксплуатационную надежность при работе пакера в условиях высокого пластового давления.
Технический результат настоящей полезной модели заключается в увеличении прочностных свойств за счет выполнения вала ступенчатым со ступенями диаметрами большого и меньшего размеров и усиления вала ступенью диаметром большого размера, в повышении надежности фиксации за счет установки пружинных фиксаторов, один из которых расположен в нижней части подвижного клина и сопряжен со ступенью диаметром большего размера, а другой расположен в верхней части этого клина, в предотвращении возможности срыва пакера от высокого давления пласта за счет увеличения сечения вала ступенью диаметром большего размера, выполнения на ней упорной резьбы для одного из пружинных фиксаторов, имеющего возможность взаимодействия с внутренней упорной резьбой, выполненной в нижнем якоре на подвижном клине в нижней его части.
По сравнению с пакером «ближайшего аналога» гильзу со срезными винтами, на которой размещен пружинный фиксатор, - убрали, также убрали канавку под срезные винты, которая ослабляла вал пакера, и убрали срезные винты, выдерживающие незначительную нагрузку при срыве пакера.
Согласно полезной модели эта задача решается за счет того, что пакер для скважин с высоким пластовым давлением содержит вал, цилиндр, нижний якорь, верхний якорь, уплотнители.
Нижний якорь выполнен с пружинными фиксаторами и подвижным клином.
Верхний якорь выполнен с подвижным клином.
Уплотнители расположены между подвижным клином верхнего якоря и цилиндром.
Вал выполнен ступенчатым и состоит из двух ступеней, одна из которых имеет диаметр меньшего размера, а другая имеет размер диаметра большего размера.
Ступень с диаметром большего размера выполнена с упорной резьбой для установки одного из пружинных фиксаторов.
Этот пружинный фиксатор имеет возможность взаимодействия с внутренней упорной резьбой.
Внутренняя упорная резьба выполнена в нижнем якоре на подвижном клине в нижней его части.
Этот пружинный фиксатор сопряжен со ступенью с диаметром большего размера.
В верхней части подвижного клина нижнего якоря, расположенной напротив ступени с диаметром меньшего размера, выполнена наружная упорная резьба.
Наружная упорная резьба имеет возможность взаимодействия с другим пружинным фиксатором, размещенным между верхней частью подвижного клина и цилиндром.
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 чертежами, где изображены:
на фиг. 1 - Пакер, разрез;
на фиг. 2 - Нижний якорь, разрез. Пакер содержит:
Ступенчатый вал - 1,
ступень с диаметром меньшего размера (вала 1) - 2,
ступень с диаметром большего размера (вала 1) - 3,
упорную резьбу (на ступени 3) - 4.
Цилиндр - 5.
Нижний якорь - 6,
подвижный клин (якоря 6) - 7,
верхнюю часть (клина 7) - 8,
наружную упорную резьбу (на части 8) - 9,
нижнюю часть (клина 7) - 10,
внутреннюю упорную резьбу (на части 10) - 11.
Пружинный фиксатор (на резьбе 4) - 12.
Пружинный фиксатор (на резьбе 9) - 13.
Верхний якорь - 14,
подвижный клин (якоря 14) - 15.
Уплотнители (расположены между клином 15 и цилиндром 5) - 16.
Пакер для скважин с высоким пластовым давлением содержит ступенчатый вал 1, цилиндр 5, нижний якорь 6, верхний якорь 14, уплотнители 16.
Нижний якорь 6 выполнен с пружинными фиксаторами 12, 13 и подвижным клином 7.
Верхний якорь 14 выполнен с подвижным клином 15.
Уплотнители 16 расположены между подвижным клином 15 верхнего якоря 14 и цилиндром 5.
Вал 1 выполнен ступенчатым и состоит из двух ступеней, одна из которых имеет диаметр меньшего размера 2, а другая имеет размер диаметра большего размера 3.
Ступень с диаметром большего размера 3 выполнена с упорной резьбой 4 для установки одного из пружинных фиксаторов 12.
Пружинный фиксатор 12 имеет возможность взаимодействия с внутренней упорной резьбой 11.
Внутренняя упорная резьба 11 выполнена в нижнем якоре 6 на подвижном клине 7 в нижней его части 10.
Пружинный фиксатор 12 сопряжен со ступенью с диаметром большего размера 3.
В верхней части 8 подвижного клина 7 нижнего якоря 6, расположенной напротив ступени с диаметром меньшего размера 2, выполнена наружная упорная резьба 9.
Наружная упорная резьба 9 имеет возможность взаимодействия с другим пружинным фиксатором 13, размещенным между верхней частью 8 подвижного клина 7 и цилиндром 5.
Установку пакера осуществляют следующим образом.
После спуска пакера до необходимой глубины и спуска в него клапанного устройства (не показано) производят подачу жидкости в трубы.
Под действием подаваемой в трубы жидкости подвижный клин 7 нижнего якоря 6 перемещается и отжимает подпружиненные сухари к стенке трубы эксплуатационной колонны.
Когда подпружиненные сухари нижнего якоря 6 зафиксируются на стенке эксплуатационной колонны, движение подвижного клина 7 нижнего якоря 6 прекратится, но начнется движение цилиндра 5 совместно с уплотнителями 16 и подвижным клином 15 верхнего якоря 14 по ступенчатому валу 1.
Дальнейшее перемещение цилиндра 5 совместно с уплотнителями 16 и подвижным клином 15 верхнего якоря 14 приведет к вдавливанию подпружиненных сухарей в стенку трубы эксплуатационной колонны.
Произойдет деформация уплотнителей 16, которые уплотнят зазор между пакером и стенкой эксплуатационной колонны.
С окончанием запакеровки, одновременно, происходит фиксация цилиндра 5 относительно подвижного клина 7 нижнего якоря 6 в верхней его части 8 пружинным фиксатором 13 и в нижней его части 10 пружинным фиксатором 12 на ступени с диаметром большего размера 3 ступенчатого вала 1.
При продолжении повышения давления жидкости срабатывает клапанное устройство. Его поднимают на устье. Пакер установлен и готов к работе.
Выполнение вала ступенчатым со ступенями диаметрами большого и меньшего размеров и усиления вала ступенью диаметром большого размера путем увеличения сечения вала этой ступени повышает прочностные свойства при эксплуатации пакера в скважинах с высоким пластовым давлением.
Наличие двух пружинных фиксаторов, один из которых расположен в нижней части подвижного клина и сопряжен со ступенью диаметром большего размера, а другой расположен в верхней части этого клина, нижняя часть которого усилена ступенью диаметром большого размера, повышает надежность фиксации при работе пакера в условиях высокого давления.
Увеличение сечения вала ступенью диаметром большего размера, выполнение на ней упорной резьбы для одного из пружинных фиксаторов, имеющего возможность взаимодействия с внутренней упорной резьбой, выполненной в нижнем якоре на подвижном клине в нижней его части, и сопряженного со ступенью диаметром большего размера, предотвращает возможность срыва пакера от воздействия высокого давления пласта.
Предложенный пакер для скважин с высоким пластовым давлением, включает узлы и детали, широко применяемые в нефтегазодобывающей промышленности, а изготовление пакера ООО «Научно-производственная фирма Завод «Измерон» и проведение опытных испытаний обусловливают, по мнению заявителя, его соответствие критерию «промышленная применимость».