ПАКЕР НАБУХАЮЩИЙ
SWELLING PACKER

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, а именно, к пакерующим устройствам с уплотнительными элементами, выполненными из разбухающих эластомеров, предназначенным для разобщения пространства и изоляции пластов при строительстве, эксплуатации и ремонте нефтяных и газовых скважин.
Известен пакер, включающий полый ствол с уплотнительным элементом из набухающего полимера (Патент РФ на полезную модель №70543, Е21В 33/12, 2007).
Недостатком пакера является сложность изготовления уплотнительного элемента с заданными параметрами разбухания, низкая надежность крепления уплотнительных элементов к полому стволу, а также недостаточная его герметизирующая способность, обусловленная свойствами и структурой полимера.
Известен пакер, включающий полый ствол, установленный на стволе уплотнительный элемент, выполненный из разбухающего эластомера, и защитные кольца, закрепленные на стволе у концевых участков уплотнительного элемента, на наружной поверхности уплотнительного элемента или ее части выполнены кольцевые канавки произвольной формы полимера (Патент РФ на полезную модель №86650, Е21В 33/12, 2009). Указанный пакер по технической сущности более близок к предлагаемому пакеру набухающему, и его можно взять в качестве прототипа.
Недостатком данного пакера является низкая надежность крепления уплотнительных элементов на полом стволе, отсутствие в конструкции пакера центрирующих устройств. В процессе спуска данного пакера в скважину может произойти страгивание с места и скольжение защитных колец и уплотнительных элементов вдоль полого ствола, вплоть до разрушения колец с последующим выдавливанием уплотнительных элементов.
Техническим результатом заявляемого изобретения является создание конструкции, позволяющей надежно крепить уплотнительные элементы на полом стволе, исключить возможность проворачивания уплотнительных элементов, облегчить процесс спуска обсадных колонн, уменьшая силу трения между обсадными трубами и стенками скважины, а также спускать в скважину в составе обсадной колонны без снижения надежности разобщения затрубного пространства в скважине при ее креплении, освоении и эксплуатации.
Поставленный технический результат решается описываемым пакером набухающим, содержащим полый ствол с резьбовыми концами, установленные на полом стволе уплотнительные элементы, выполненные из разбухающего эластомера, защитные кольца, закрепленные на полом стволе у концевых участков уплотнительных элементов, и кольцо-фиксатор.
Новым является то, что на концевых участках уплотнительных элементов установлены разделительные кольца, закрепленные на полом стволе с помощью крепежных деталей и выполненные с замковой частью (выступ-впадина), защитные кольца и уплотнительные элементы крепятся к полому стволу с помощью клея, с зазором «S» от разделительных и защитных колец установлены центраторы, кольцо-фиксатор выполнено с шапкой и с замковой частью (выступ-впадина) на стволе, причем количество последовательно установленных колец-фиксаторов, разделительных колец и уплотнительных элементов определяется длиной пакера набухающего.
Новым является также то, что уплотнительные элементы, защитные кольца и разделительные кольца крепятся к полому стволу при помощи клея.
Новым является также то, что при длине пакера набухающего свыше 5 метров в средней части устанавливается дополнительный центратор.
Предлагаемое изобретение поясняется чертежами, где:
- на фиг. 1 изображен пакер набухающий в транспортном положении с вариантом установки центратора исполнением жесткий и не срезанными головками крепежных деталей;
- на фиг. 2 - пакер набухающий, сечение А-А;
- на фиг. 3 - вид на Б, где видны положения деталей пакера набухающего в увеличенном виде;
- на фиг. 4 - вид на В, где показано крепление уплотнительных элементов с кольцом-фиксатором;
- на фиг. 5 - вид на Г, где показана крепежная деталь в защитном кольце;
- на фиг. 6 - вид на Д, где показано крепление уплотнительного элемента к полому стволу и разделительному кольцу;
- на фиг. 7 - пакер набухающий, расположение в рабочем положении в скважине.
Пакер набухающий состоит из полого ствола 1 с резьбовыми концами 2 и 3 (фиг. 1). На резьбовый конец 2 навернута муфта 4. Рядом с муфтой 4 на полом стволе 1 закреплено с помощью крепежных деталей 5 (фиг. 1, 2 и 5) и клея-герметика, например Loctite-243, защитное кольцо 6, с зазором «S» к нему установлен центратор 7 и аналогично защитному кольцу 6 закреплено разделительное кольцо 8 (фиг. 1 и 3).
Головки крепежных деталей 5 (фиг. 1, 2 и 5) перед монтажом на скважине срезают. На наружной поверхности защитного кольца 6 выполнена фаска 9 (фиг. 1 и 3). На наружной поверхности разделительного кольца 8 выполнена с одной стороны фаска 10 (фиг. 3), а на противоположной стороне разделительного кольца 8 выполнена замковая часть (впадина) 11 для надежной установки уплотнительных элементов 12 (фиг. 6). Между разделительным кольцом 8 и центратором 7 выполнен зазор «S» (фиг. 3). Вплотную к разделительному кольцу 8 на полом стволе 1 установлены уплотнительные элементы 12, затем кольцо-фиксатор 13 (фиг. 1). Кольцо-фиксатор 13 выполнено с шапкой 14 и замковой частью (выступ-впадина) на стволе 15 для надежной установки уплотнительных элементов 12 (фиг. 4).
Разбухающий материал уплотнительных элементов 12 выбран исходя из его увеличения в объеме под воздействием, по меньшей мере, одной заранее определенной текучей среды, которая может быть углеводородной текучей средой либо водной текучей средой или рассолом.
Уплотнительные элементы 12 крепятся к полому стволу 1 с помощью клея, например "Праймер" (фиг. 6), что позволяет надежно крепить уплотнительные элементы 12 на полом стволе 1, исключить возможность проворачивания уплотнительных элементов 2 относительно полого ствола 1. Аналогичным образом могут быть установлены и закреплены еще несколько партий уплотнительных элементов 12, между партиями которых устанавливаются кольца-фиксаторы 13 и закреплены разделительные кольца 8 (фиг. 1).
Количество последовательно установленных уплотнительных элементов 12, колец-фиксаторов 13 и разделительных колец 8 определяется длиной пакера набухающего.
Уплотнительные элементы 12 расположены относительно разделительных колец 8 и колец-фиксаторов 13 таким образом, что обеспечивается фиксация замковой части (выступ-впадина).
За последним разделительным кольцом 16 с зазором «S» установлен центратор 17 (по аналогии с центратором 7) и, с зазором «S», защитное кольцо 18 (фиг. 1). При длине пакера набухающего свыше 5 метров в средней его части может быть установлен дополнительный центратор (на фигурах не показан). Использование центраторов в конструкции пакера набухающего позволяет облегчить процесс спуска обсадных труб 19, уменьшая силу трения между обсадными трубами и стенками скважины.
В частном исполнении уплотнительные элементы 12 могут быть выполнены из эластомера, разбухающего в воде или нефти, а также комбинированным, состоящим из двух частей, одна из которых выполнена из эластомера, разбухающего в воде, а другая из эластомера, разбухающего в нефти, при этом части разделены между собой кольцом-фиксатором 13. Пакер набухающий входит в состав колонны обсадных труб 19.
Пакер набухающий работает следующим образом.
Пакер набухающий в составе колонны обсадных труб 19 спускают в открытый ствол скважины в интервал, например, между водоносным и нефтяным пластами (на фигурах не показаны), требующих разобщения их в период эксплуатации скважины. В процессе освоения и эксплуатации скважины уплотнительные элементы 12, взаимодействуя с пластовой жидкостью из водоносного (нефтенасыщенного) пласта, набухают до плотного контакта с поверхностью ствола, при этом уплотнительные элементы увеличиваются многократно в объеме, внедряются в окружающие полости и каналы, заполняют и герметизируют их, и в итоге разобщают пласты. Процесс набухания продолжается в процессе эксплуатации скважины по мере образования новых каналов и поступления в них пластовой жидкости.
Общее количество внедренных на скважинах добывающих компаний АО "Шешмаойл", АО "Иделойл", АО Теотех", АО Теология", ЗАО "Охтин-ойл", АО "Елабуганефть", АО "Кондурчанефть" и ООО "НК-Геология" (Республика Татарстан) за 2014-2017 годы пакеров набухающих, описанных в настоящем изобретении, составило 164 шт. Внедрение пакеров набухаюших позволило не проводить водоизоляционные работы на стадии освоения после перфорации эксплуатационной колонны. Обводненность скважин с пакерами набухающими ниже (в среднем 6%), по сравнению с базовыми скважинами (30%).
Таким образом, пакер надежно герметизирует заколонное пространство скважины и служит для разобщения затрубного пространства в процессе всего периода освоения и эксплуатации скважины.