Пакер скважинный автономный
SELF-CONTAINED DOWNHOLE PACKER

Изобретение относится к оборудованию для нефтегазодобывающей промышленности и может быть использовано для длительного герметичного разобщения интервалов ствола эксплуатационной колонны как нагнетательной скважины, так и эксплуатационной нефтяной или газовой обсаженной скважины, и защиты ее от динамического воздействия рабочей среды в процессе проведения различных технологических операций, например, при многократно повторяющихся технологических операциях, связанных с созданием давления и прокачкой жидкости со знакопеременным перепадом давления за одну установку пакера; для разделения пластов при одновременно-раздельной эксплуатации и одновременно-раздельной закачке; для длительной автономной изоляции нарушенного участка эксплуатационной колонны и других технологических операций на длительный срок, при которых происходит циклический перепад давления на пакер.
Известен механический пакер, содержащий ствол, соединительную муфту, плашечный механизм в виде фонаря с подпружиненными плашками и плашками якоря, верхний и нижний разжимные конусы, уплотнитель. Он снабжен переходником и удлинителем, связанными срезными элементами друг с другом и со стволом, подпружиненными сухарями, установленными в проточке, выполненной в стволе ниже переводника, стаканом, охватывающим переходник и подпружиненные сухари, гильзой, охватывающей стакан, охватывающим ствол посадочным конусом, имеющим подшипник и связанным с нижним концом гильзы, телескопической тягой, охваченной уплотнителем, и телескопически связанной с верхним разжимным конусом и посадочным конусом, образующей со стволом герметичное резьбовое соединение замковой муфтой, охватывающей соединительную муфту. Переходник связан с верхним концом стакана телескопическим соединением, а в торце ствола выполнены пазы, в которые входят ответные выступы удлинителя (патент РФ № 2294427, МПК E21B 33/12, опубликован 27.02.2007 г.).
Недостатком данного технического решения является ненадежность герметизации одним уплотнителем в случае его контакта с обсадной колонной, имеющей дефекты на внутренней поверхности. К недостаткам также относится сложность манипуляций, необходимых для извлечения пакера, кроме того при их осуществлении возможен риск как отворота лифтовой колонны труб от пакера, так и разъединения отдельных труб лифтовой колонны.
Известен пакер-пробка, содержащий ствол с кольцевым выступом и манжетой, заглушку, кольцевое уплотнение с верхним и нижним упорами, шлипсы и конусы, фиксатор сжатого кольцевого уплотнения, буферную втулку и размещенное в ее расточке пружинистое кольцо, взаимодействующее с кольцевыми насечками на стволе. Конусы зафиксированы на стволе срезными штифтами и шпонками. Верхняя шпонка соединена с конусом стопорным винтом с возможностью перемещения на длину сжатия кольцевого уплотнения. Верхние шлипсы примкнуты к муфте, соединенной с буферной втулкой. На торце муфты выполнен внутренний конус, взаимодействующий с наружным конусом на пружинистом кольце фиксатора. Нижние шлипсы примкнуты к буртику распорной втулки, сопряженной внутренним диаметром с кольцевым выступом. Под юбкой заглушки в кольцевом выступе выполнены отверстия, в которых установлены срезные штифты для соединения ствола с узлом фиксации на штоке монтажного инструмента (патент РФ №2537713, МПК E21B 33/128, E21B 23/06, опубликован 10.01.2015 г.).
Недостатком данного технического решения является риск возникновения осложнений, вызванных присыпанием пакера механическими примесями, что препятствует процессу деактивации пакера при необходимости извлечения пакера-пробки, а именно мешает возвращению шлипсов из рабочего положения в транспортное.
Техническим результатом предлагаемого изобретения является повышение эксплуатационной надежности пакера скважинного автономного за счет обеспечения простого и безаварийного перевода пакера как в рабочее положение, так и в транспортное положение без упора на забой, вращением при помощи установочного инструмента, с одновременной качественной фиксацией пакера в скважине в автономном положении, а также с возможностью спуска пакера как на гибких или простых насосно-компрессорных трубах (НКТ), так и на геофизическом кабеле.
Указанный технический результат достигается в пакере скважинном автономном, содержащем ствол, установленные на стволе уплотнительные элементы, механическое заякоривающее устройство, включающее взаимодействующие между собой шлипсы и конусы со срезными элементами, при этом, согласно изобретению, под механическим заякоривающим устройством расположен силовой привод, состоящий из прикрепленного к стволу при помощи резьбы корпуса, нижняя часть которого выполнена со шлицевыми пазами на внутренней поверхности, втулки, связанной с корпусом при помощи шпонок, и подшипника, установленного между нижним конусом и втулкой, при этом на стволе установлено кольцо, верхний кольцевой выступ которого расположен во внутренней кольцевой проточке нижнего конуса, а нижний кольцевой выступ установлен с возможностью взаимодействия с внутренним выступом втулки, кроме того верхний и нижний конусы снабжены направляющими винтами, верхние части которых установлены, соответственно, в верхнем и нижнем продольных пазах кожуха механического заякоривающего устройства, уплотнительные элементы установлены над механическим заякоривающим устройством, а в верхней части пакера установлен соединительный корпус, внутренняя поверхность которого выполнена с возможностью соединения с установочным инструментом.
Кроме того, в нижней части пакера установлен тарельчатый обратный  клапан.
Кроме того, шлипсы механического заякоривающего устройства выполнены двусторонними с расположенными по центру пружинами или упругими пластинами.
На фиг.1 приведена схема пакера скважинного автономного в транспортном положении. На фиг.2 показан разрез А-А на фиг.1.
Пакер скважинный автономный содержит ствол 1 (фиг.1) с установленными на нем в направлении сверху вниз: узлом уплотнения, механическим заякоривающим устройством и силовым приводом пакера.
Узел уплотнения состоит из уплотнительных элементов 2 с проставочными кольцами 3. При этом уплотнительные элементы 2 могут быть выполнены из специальной резины для обеспечения лучшей герметизации кольцевого пространства. Расположение узла уплотнения над механическим заякоривающим устройством позволяет при деактивации пакера избежать осложнений, вызванных присыпанием пакера механическими примесями.
Механическое заякоривающее устройство состоит из шлипсов 4, верхнего конуса 5 и нижнего конуса 6, кожуха 7, пружин 8, направляющих винтов 9 (фиг.2), верхних срезных элементов 10 и нижних срезных элементов 11. Механическое заякоривающее устройство предназначено для установки пакера в скважине и удерживания его от перемещения как вниз, так и вверх. Шлипсы 4 вставлены в специальные пазы кожуха 7 и могут быть выполнены двусторонними с расположенными по центру шлипсов 4 пружинами 8, обеспечивающими прижатие шлипсов 4 к стволу 1 и нахождение шлипсов 4 в транспортном положении при спуске или подъеме пакера. Пружины 8 могут быть выполнены в виде конической или цилиндрической пружины, либо вместо пружин 8 могут быть установлены упругие пластины или выталкивающие элементы (на фиг. не показаны). В отверстиях верхнего конуса 5 и нижнего конуса 6 установлены винты 9 (фиг.2), верхние части которых установлены, соответственно, в верхнем и нижнем продольных пазах (на фиг. не показаны) кожуха 7. Винты 9 служат в качестве направляющих для верхнего и нижнего продольных пазов в кожухе 7, а также для ориентации кожуха 7, шлипсов 4, верхнего 5 и нижнего 6 конусов между собой. Верхний конус 5 связан со стволом 1 при помощи верхних срезных элементов 10. Нижний конус 6 связан с кожухом 7 при помощи нижних срезных элементов 11. Верхние 10 и нижние 11 срезные элементы предназначены для удержания механического заякоривающего устройства в транспортном положении до определенной нагрузки и исключения его преждевременного перевода в рабочее положение.
Силовой привод, расположенный под механическим заякоривающим устройством, состоит из корпуса 12, шпонок 13, втулки 14 и подшипника 15. Силовой привод предназначен для передачи крутящего момента от установочного инструмента (на фиг. не показан) и последующего преобразования крутящего момента, в зависимости от направления вращения установочного инструмента, либо в осевую сжимающую силу, переводящую пакер в рабочее положение, либо в силу, переводящую пакер в транспортное положение. Подшипник 15 установлен между нижним конусом 6 и втулкой 14 и предназначен для устранения крутящего момента на нижний конус 6 в процессе установки или снятия пакера. Подшипник 15 может быть выполнен в виде подшипника качения или другого заменяющего узла со сходными функциями. Шпонки 13 установлены в шпоночных пазах корпуса 12 и отверстиях втулки 14, предназначены для передачи крутящего момента от корпуса 12 втулке 14. Шпонки 13 защищены от выпадения крышкой 16, присоединенной к втулке 14.
Корпус 12 силового привода прикреплен при помощи резьбы к стволу 1 с возможностью передачи крутящего момента от установочного инструмента (на фиг. не показан) при переводе пакера в рабочее или транспортное положение, для чего нижняя часть 17 корпуса 12 выполнена со шлицевыми пазами 18 на внутренней поверхности.
Для обеспечения перевода пакера в транспортное положение, на стволе 1 установлено кольцо 19, верхний кольцевой выступ 20 которого расположен во внутренней кольцевой проточке нижнего конуса 6, а нижний кольцевой выступ 21 установлен с возможностью взаимодействия с внутренним выступом втулки 14.
Ствол 1 в верхней части выполнен с резьбой НКТ или любой другой резьбой для герметичного соединения с соединительным корпусом 22. Соединительный корпус 22 имеет специальные проточки и шлицевые пазы 23 на внутренней поверхности для соединения с установочным инструментом и возможности спуска пакера как на гибких или простых НКТ, так и на геофизическом кабеле, и для соединения с инструментом стыковочным (на фиг. не показан).
В нижней части пакера может быть установлен тарельчатый обратный клапан 24 для герметизации внутренней полости пакера от перепада давления снизу-вверх. В тарелке обратного клапана 24 может быть установлен стравливающий клапан 25 для выравнивания давления при открытии обратного клапана 24.
Пакер скважинный автономный работает следующим образом.
Пакер спускают в скважину на геофизическом кабеле, НКТ или гибких НКТ совместно с установочным инструментом (на фиг. не показан), прикрепленным к соединительному корпусу 22 пакера посредством специальных проточек и шлицевых пазов 23. Выше устанавливают электропривод (на фиг. не показан). При помощи электропривода вращают шток установочного инструмента, нижняя часть которого, взаимодействуя со шлицевыми пазами 18 нижней части 17 корпуса 12 силового привода, передает крутящий момент и вращает корпус 12. Далее посредством силового привода пакера производят преобразование крутящего момента в осевую сжимающую силу, и в результате сжимающей нагрузки, направленной на нижний конус 6 от корпуса 12 через втулку 14, происходит разрушение нижних срезных элементов 11. Нижний конус 6, перемещаясь вверх относительно кожуха 7,  заходит под нижнюю часть шлипсов 4, при этом направляющие винты 9 конуса 6 перемещаются в верхнюю часть нижнего продольного паза кожуха 7. Далее верхний конус 5, перемещаясь вниз относительно кожуха 7, заходит под верхнюю часть шлипсов 4, при этом направляющие винты 9 конуса 5 перемещаются в нижнюю часть верхнего продольного паза кожуха 7. Шлипсы 4 выдвигаются в радиальном направлении до надежного зацепления с внутренней стенкой эксплуатационной колонны скважины (на фиг. не показана). При дальнейшем вращении корпуса 12 и усилении осевой сжимающей нагрузки происходит разрушение верхних срезных элементов 10, сжатие уплотнительных элементов 2 и герметизация кольцевого пространства. Таким образом, происходит перевод пакера в рабочее положение без упора на забой и его надежная фиксация в скважине.
После установки пакера установочный инструмент извлекается из скважины и пакер остается автономно установленный в скважине. При необходимости, в ходе эксплуатации, осуществляют стыковку пакера с инструментом стыковочным для проведения различных технологических операций через внутренний проход пакера, например, таких как обработка призабойной зоны пласта, длительная эксплуатация скважины как при фонтанном способе добычи, так и при механизированном способе добычи с применением установки электроцентробежного насоса или установки штангового глубинного насоса или при поддержании пластового давления. При установке инструмента стыковочного тарельчатый обратный клапан 24, в случае его наличия, открывается.
При необходимости пакер извлекают из скважины путем стыковки с установочным инструментом и переводом пакера в транспортное положение в обратном порядке, путем вращения корпуса 12 в противоположную сторону, чем при установке. При этом происходит перемещение корпуса 12 и втулки 14 вниз относительно ствола 1. Внутренний выступ втулки 14 взаимодействует с нижним кольцевым выступом 21 кольца 19 и тянет его вниз, а кольцо 19 в свою очередь выводит нижний конус 6 из-под шлипсов 4. Дальнейшее вращение корпуса 12 приводит к выходу из взаимодействия верхнего конуса 5 со шлипсами 4. Направляющие винты 9 верхнего 5 и нижнего 6 конусов переходят в первоначальное положение в продольных пазах кожуха 7. Далее, при перемещении вниз верхнего конуса 5 относительно ствола 1, происходит переход уплотнительных элементов 2 в транспортное положение.
Таким образом, предлагаемое техническое решение позволяет повысить эксплуатационную надежность пакера за счет обеспечения простого и безаварийного перевода пакера как в рабочее положение, так и в транспортное положение без упора на забой, вращением при помощи установочного инструмента, с одновременной качественной фиксацией пакера в скважине в автономном положении, а также с возможностью спуска пакера как на гибких или простых НКТ, так и на геофизическом кабеле.