ПАКЕР СКВАЖИННЫЙ СЪЕМНЫЙ

Предложение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности для герметичного разобщения интервалов скважины при эксплуатации и проведении различных технологических операций.
Известен «Механический пакер двухстороннего действия» (патент ПМ РФ №84447, Е21В 33/12, опубл. 10.07.2009), содержащий переводник, вал, верхний и нижний якоря с подпружиненными плашками, уплотнители, верхний и нижний конусы, фиксирующее устройство в виде пальца, управляющий фигурный паз с участками транспортного, установочного и рабочего положений, при этом на валу установлена втулка с возможностью осевого перемещения вдоль вала, на которой размещены нижний конус с возможностью осевого перемещения по ней, уплотнители и неподвижно верхний конус с возможностью взаимодействия с подпружиненными плашками верхнего якоря, имеющего ограничения в осевом перемещении уступом, выполненным на валу, подпружиненного к валу пружиной, установленной между ним и переводником, расположенным над верхним якорем, и содержащего подпружиненные плашки с возможностями взаимодействия с верхним конусом и препятствия перемещению вала, а в управляющем фигурном пазу, размещенном на валу, участок транспортного положения выполнен в виде ромба со смещенными нижними и верхними углами на величину не менее половины диаметра пальца управляющего фигурного паза и образованными противоположными стенками паза, а участок рабочего положения размещен параллельно участку транспортного положения, выполнен длиннее его и может иметь горизонтальный участок с размещением его выше участка транспортного положения.
Недостатками этого пакера является большие усилия посадки (на практике 12-16 т), связанные с необходимостью дожатая уплотнителей для герметизации внутреннего пространства скважины при уже выдвинутых в рабочее положение плашках верхнего якоря, что приводит к необходимости использования дополнительного посадочного инструмента в скважинах глубиной менее 1200-1600 м.
Наиболее близким по технической сущности является «Устройство для обработки пластов в скважине» (патент РФ №2421600, Е21В 33/12, опубл. 20.06.2010), содержащее основной и дополнительный пакеры, соединенные полым стволом с радиальными каналами и разнесенные по высоте, превышающей толщину пласта, глухую перегородку, внутреннюю цилиндрическую выборку, причем основной пакер выполнен из эластичной манжеты, установленной между верхней опорой и нижней конусной опорой, и проходного корпуса, жестко соединенного при помощи верхней опоры с нижней частью ствола и
оснащенного ниже нижней опоры на наружной поверхности фигурным пазом с коротким и длинным продольным участками, соединенными фигурным участком, а на проходном корпусе с возможностью осевого перемещения установлена обойма со штифтом, размещенным в фигурном пазе, и соединенными подпружиненными наружу центраторами и подпружиненными вовнутрь шлипсами, выполненными с возможностью взаимодействия внутренними скосами с конусной частью нижней опоры при нахождении штифта в длинном продольном участке фигурного паза - рабочее положение, при этом расположенный выше основного дополнительный пакер выполнен из верхнего упора с цилиндрической втулкой, нижнего упора и дополнительной эластичной манжеты, установленной на цилиндрической втулке между упорами, который телескопически установлен с возможностью осевого перемещения вниз в нижний упор, причем нижний упор жестко соединен с верхней частью ствола, а верхний упор снабжен якорем и соединен для спуска в скважину с колонной труб, отличающееся тем, что длина ствола подобрана такой длины, чтобы перекрыть с двух сторон наибольший из пластов скважины, глухая перегородка установлена в проходном корпусе основного пакера или в стволе ниже радиальных каналов, а верхний упор изготовлен сборным, состоящим из якоря, опорного корпуса с внутренней цилиндрической выборкой, взаимодействующего с дополнительной эластичной манжетой, и цилиндрическая втулка, жестко соединенная с колонной труб и вставленная в опорный корпус верхнего упора с возможностью ограниченного наружным выступом, размещенным в цилиндрической выборке, перемещения вниз, при этом якорь выполнен сборным в виде секторов конуса с внутренней выборкой, соединенные с опорным корпусом с возможностью радиального перемещения, и полый корпус, выполненный поджатым вверх с возможностью ограниченного осевого перемещения вниз относительно цилиндрической втулки, с подпружиненными вовнутрь плашками, выполненными с возможностью радиального перемещения относительно полого корпуса якоря и взаимодействия изнутри с секторами конуса, поджатыми вовнутрь, при этом на наружной поверхности цилиндрической втулки выполнены кольцевая выборка под пружинное кольцо и расположенные выше верхний и нижний кольцевые выступы с коническими фасками, верхний из которых взаимодействует с плашками, а нижний расположен во внутренних выборках секторов конуса, причем на внутренней поверхности опорного корпуса между цилиндрической выборкой и конусными секторами выполнено кольцевое сужение, которое расположено ниже кольцевой выборки цилиндрической втулки с возможностью взаимодействия с пружинным кольцом, оснащенное верхней и нижней фасками, нижняя из которых допускает проход пружинного кольца через кольцевое сужение опорного корпуса
вниз только после запакеровки эластичных манжет в скважине, а верхняя - вверх перед с допустимым усилием.
Недостатками этого устройства является большие усилия посадки (на практике 12-16 т), связанные с необходимостью дожатия уплотнителей для герметизации внутреннего пространства скважины при уже выдвинутых в рабочее положение плашках верхнего якоря, что приводит к необходимости использования дополнительного посадочного инструмента в скважинах глубиной менее 1200-1600 м.
Технической задачей предполагаемой полезной модели создать конструкцию пакера с верхним якорем и с относительно небольшим усилием установки и герметизации внутреннего пространства скважины.
Техническая задача решается пакером скважинным, содержащим эластичную манжету, которая установлена между верхним с якорем и нижним упорами на полом корпусе, жестко соединенном сверху с колонной труб, конус, жестко соединенный с нижним упором, при этом корпус ниже конуса оснащен на наружной поверхности фигурным пазом с коротким и длинным продольным участками, соединенными фигурным участком, на наружной поверхности корпуса ниже конуса с возможностью осевого перемещения установлена обойма со штифтом, размещенным в фигурном пазе, и соединенными подпружиненными наружу центраторами и подпружиненными вовнутрь шлипсами, выполненными с возможностью взаимодействия внутренними скосами с конусом при нахождении штифта в длинном продольном участке фигурного паза - рабочее положение, причем верхний упор с якорем изготовлен в виде опорного корпуса, выполненного с возможностью ограниченного перемещения вверх относительно полого корпуса, оснащенного кольцевым выступом, а якорь верхнего упора изготовлен сборным в виде поджатых внутрь секторов конуса с внутренней выборкой под кольцевой выступ, соединенных с опорным корпусом с возможностью радиального перемещения, и полого стакана, выполненного поджатым пружиной с возможностью ограниченного осевого перемещения вниз относительно полого корпуса вместе с верхними шлипсами, которые при этом выполнены с возможностью взаимодействия своими внутренними скосами с секторами конуса и радиального расширения - рабочее положение.
Новым является то, что на наружной поверхности полого корпуса выполнены кольцевые ограничители, между которыми установлена пружина, выполненная с возможностью поджатая вверх или вниз стакана, который выполнен с возможностью дополнительного осевого перемещения вверх относительно полого корпуса, при этом усилие пружины подобрано с возможностью предварительного поджатая скосов верхних шлипсов
к секторами конуса при перемещении верхнего упора вниз со скольжением верхних шлипсов по стенкам скважины.
На фиг. 1 изображена верхняя часть пакера.
На фиг. 2 изображена нижняя часть пакера.
На фиг. 3 изображен фигурный паз.
Пакер скважинный съемный содержит эластичную манжету 1 (фиг. 1 и 2), которая установлена между верхним 2 (фиг. 1) и нижним 3 (фиг. 2) упорами на полом корпусе 4 (фиг. 1 и 2), жестко соединенном сверху с колонной труб 5 (фиг. 1), конус 6 (фиг. 2), жестко соединенный с нижним упором 3, при этом корпус 4 ниже конуса 6 оснащен на наружной поверхности фигурным пазом 7 с короткими 8 (фиг. 3) и длинными 9 продольным участками, соединенными фигурным участком 10. На наружной поверхности корпуса 4 (фиг. 2) ниже конуса 6 с возможностью осевого перемещения установлена обойма 11 со штифтом 12, размещенным в фигурном пазе 7, и поджатыми пружинами 13 наружу центраторами 14 и поджатыми пружинами 15 вовнутрь шлипсами 16, выполненными с возможностью взаимодействия внутренними скосами 17 с конусном 4 при нахождении штифта 12 в длинном продольном участке 9 фигурного паза 7 - рабочее положение. Верхний упор 2 (фиг. 1) изготовлен в виде опорного корпуса 18, выполненного с возможностью ограниченного перемещения за счет упора 19 полого корпуса 4 вверх относительно полого корпуса 4, оснащенного кольцевым выступом 20, а якорь верхнего упора 2 изготовлен сборным в виде секторов конуса 21 с внутренней выборкой 22 под кольцевой выступ 20, соединенных с опорным корпусом 18 с возможностью радиального перемещения, и полого стакана 23, выполненного поджатым пружиной 24 с возможностью ограниченного осевого перемещения вниз относительно полого корпуса 4 вместе с поджатыми внутрь пружинами 25 верхними шлипсами 26, которые при этом выполнены с возможностью взаимодействия своими внутренними скосами 27 с секторами конуса 21 и радиального расширения - рабочее положение. На наружной поверхности полого корпуса 4 выполнены верхний 28 и нижний 29 кольцевые ограничители, между которыми установлена пружина 24, выполненная с возможностью поджатия вверх или вниз стакана 23 (например: при помощи соответствующих шайб 30 и 31), который выполнен с возможностью дополнительного осевого перемещения вверх относительно полого корпуса 4, при этом усилие пружины подобрано с возможностью предварительного поджатия скосов 27 верхних шлипсов 26 к секторами конуса 21 при перемещении верхнего упора 2 вниз со скольжением верхних шлипсов 26 по стенкам скважины (на фиг. не показана). Фигурный паз 7 (фиг. 2) может быть выполнен как и по всему периметру полого корпуса 4 (на фиг. 3 не показан) так и с одной стороны (фиг 3), причем форма фигурного участка 10 (фиг. 3)
может быть любой, обеспечивающей поочередное перемещение шифта 12 из короткого участка 8 в длинный 9 и обратно при возвратно-поступательном перемещении полого корпуса 4 (фиг. 2) относительно обоймы 11 на расстояние меньшее расстоянию L (фиг. 3). При расхаживании пакера на расстояние большее расстоянию L штифт 12 будет постоянно находится в фигурном пазе 10 попадая при подъеме из положение - а (транспортное положение) в положение - б через положение - в, а при спуске - из положения - б в положение - а. Поджатие внутрь шлипсов 16, верхних шлипсов 26 (фиг. 1) может осуществляться пружинами сжатия 15 (фиг. 2) и 25 (фиг. 1), пружинным кольцом (на фиг. не показаны) или аналогично поджатию секторов конуса 21 (фиг. 1): при помощи конусной шайбы 32 и пружины 33. Сектора конуса также могут быть поджаты внутрь аналогично поджатию шлипсов 16 и 26 (на фиг. не показано). Технологические элементы и соединения, не влияющие на объяснение работоспособности пакера, не пронумерованы или показаны условно.
Пакер работает следующим образом.
Пакер в сборе спускают на колонне труб 5 в интервал установки скважины (на фиг. не показана), при этом поджатые пружинами 13 центраторы 14 скользят по стенкам скважины, а штифт 12 (фиг. 3) находится в коротком участке 8 фигурного паза (фиг. 2) - транспортное положение. После этого колонну труб 5 (фиг. 1) вместе с полым корпусом 4 приподымают на расстояние меньшее длине L (фиг. 3) фигурного участка 10 фигурного паза 7 (фиг. 2), при этом штифт 12 (фиг. 3) перемещается по короткому участку 8 и фигурному пазу 10 из положения - а в положение - в, так как центраторы 14 взаимодействуют со стенками скважины и удерживают обойму 11 на месте. Колонну труб 5 (фиг. 1) вместе с полым корпусом 4 опускают, при этом штифт 12 (фиг. 3) перемещается по фигурному пазу 10 и длинному участку 9 и в рабочее положение - г. В это время шлипсы 16 (фиг. 2) скосам 17 наезжают на конус 6 и, преодолевая усилия пружин 15, радиально расходятся до взаимодействия со стенками скважины и фиксируют конус 6 нижний упор 3 относительно стенок скважины. Полый корпус 4 (фиг. 1) под действием веса колонны труб 5 продолжает перемещаться вниз вместе с верхним упором 2, сжимая эластичную манжету 1 до перекрытия внутреннего пространства скважины. После чего преодолевая сжатие внутрь шайбой 32 и пружиной 33 сектора конуса 21 в опорном корпусе радиально расходятся, фиксируясь в раздвинутом состоянии кольцевым выступом 20 изнутри, а упор 19 полого корпуса 4 перемещается вниз относительно опорного корпуса 18. За счет упругости эластичная манжета 1 незначительно перемещает опорный корпус 18 вверх, сама при этом снижая усилие прижатия к стенкам скважины и герметизацию ее пространства. В это время верхние шлипсы 26 своими скосами 27 наезжают на сектора конуса
21, преодолевая усилие пружин 25, расходятся до взаимодействия со стенками скважины. Однако за счет возможности перемещения стакана 23 вверх сильной фиксации относительно стенок скважины шлипсами 26 не происходит, при дальнейшем перемещении вниз колонны труб 5 и полого корпуса 4 упор 19 дожимает манжету 1 опорным корпусом 18, при этом шлипсы 26 скользят по стенке скважины на создавая сильного сопротивления (не более 400 кг), стакан 23 перемещается вверх относительно полого корпуса 4 поджимая шайбой 31 пружину 24. После разгрузки колонны труб 5 на определенный вес (контролируется по устьевому индикатору веса - на фиг. не показан), достаточный для герметизации внутрискважинного пространства, спуск колонны 5 прекращают. Обычно суммарный вес для герметизации данным пакером не превышает 4-8 тонн. За счет отсутствия зазоров в соединении (стенка скважины, шлипсы 26, сектора конуса 21 за счет поджатия пружиной 24 и упругости манжеты 1), шлипсы 26 надежно фиксируют верхний упор 2 и полый корпус 4 от перемещения вверх без демпфирования манжеты 1 и разгерметизации внутреннего пространства скважины.
После проведения технологических операций (закачка реагентов в пласт, испытание интервала скважины на герметичность и т.п.), необходимо снять пакер для премещения его в другой интервал установки или извлечения из скважины. Для снятия пакера колонну труб 5 тянут вверх, при этом полый корпус перемещается вверх, а кольцевой выступ 20 перемещается вверх относительно секторов конуса 21, при этом стакан 23, зафиксированный относительно стенок скважины шлисами 26, сжимает через шайбу 30 пружину 24. Поле попадания кольцевого выступа 20 в выборку 22, секторы конуса 21 под действием конусной шайбы 32 и пружины 33 сжимаются к полому корпусу 4, а шлипсы 26 со стаканом 23 под действием пружины 24 перемещаются вверх относительно полого корпуса 4, возвращаясь в транспортное состояние. Освобожденный верхний упор 2 перемещается вверх вместе с полым корпусом 4 вверх, разжимая манжету 1 и разгерметизируя внутреннее пространство скважины. При дальнейшем перемещении вверх колонны труб 5 с полым корпусом 4 (фиг. 2), нижний упор 3 с конусом 6 доходит до своего транспортного состояния, после чего конус 6 выдергивается из шлипсов 16, которые под действием пружин 15 сжимаются освобождая обойму 11 и весь пакер от фиксации относительно стенок скважины. При этом штифт 12 (фиг. 3) перемещается по длинному участку 9 и фигурному участку 10 в положение - б. После чего пакер можно перемещать для установки в верхний интервал установки или извлечь из скважины. Также можно пакер перемещать и для установки в нижний интервал, при этом штифт переместится в короткий участок 8, в положение - а. При установке пакера в верхнем интервале колонну труб 5 с полым корпусом 4 необходимо сначала опустить до перехода штифта 12 (фиг. 3) в
положение - а. Дальнейшая установка пакера для установки в верхнем и нижнем интервалах происходит аналогично и описана выше. Пакер после извлечения остается полностью работоспособным и готовым в работе. Пакер может быть изготовлен и глухим, для чего в полом корпусе 4 (фиг. 1 или 2) устанавливают пробку (на фиг. не показана). Для перемещения и извлечения достаточно перемещения вверх и/или вниз колонны труб 5 на расстояние большее расстоянию L (фиг. 3) без установки пакера, что значительно упрощает работу и исключает «человеческий фактор».
Предлагаемая конструкция пакера использует усилие посадки и герметизации внутреннего пространства скважины в 2-4 раза меньше, чем у аналогичных пакеров.