ПАКЕР С КЛАПАНОМ

Полезная модель относится к нефтегазодобывающей промышленности и предназначена для освоения и эксплуатации нефтяных, газовых и нагнетательных скважин, проведения ремонтно-изоляционных работ и других технологических операций, а также селективных обработок пласта под давлением, поинтервальной опрессовки эксплуатационной колонны и поиска негерметичности с использованием двух пакеров.
Известен пакер, содержащий переводник, шток с центральным каналом, уплотнительный элемент, корпус и установленный в нем запорный орган - тарелку клапана с уплотнительным кольцом, пружины, упор с проточными отверстиями и гайку, при помощи которой подвижно закреплена тарелка клапана (патент №1027365, МПК E21B 33/12, опубл. 07.07.1983 г.).
К недостаткам данного пакера относится попадание твердых частиц (песка, шлама) в посадочные поверхности между подпружиненной тарелкой и седлом клапана, что приводит к нарушению герметичности и размыву посадочных мест клапана. Кроме того, при создании избыточного внутритрубного давления над пакером тарелка перемещается вниз, сжимая пружину. В результате подпакерная зона сообщается с надпакерной и нарушается герметичность нижнего пакера. Также к недостаткам данного пакера относится то, что под воздействием агрессивной среды возможны разрушение и слом пружины. Впоследствии срыв пакера будет затруднен, что повлечет за собой возникновение аварийной ситуации.
Известен пакер, выбранный за прототип, содержащий шток, уплотнительный элемент, переводник и корпус, установленные соответственно над и под уплотнительным элементом, а также поршень с уплотнительным кольцом, выполняющие функцию запорного клапана, установленные в корпусе пакера. Запорный клапан устанавливают к нижнему пакеру. Запорный клапан жестко связан с корпусом и наружный диаметр поршневого элемента не больше внутреннего диаметра штока (патент №2002033, МПК E21B 33/12, опубл. 30.10.1993 г.).
Недостатком известного пакера является отсутствие раздвижных опор, необходимых для предотвращения затекания уплотнительного элемента в кольцевой зазор между корпусом пакера и стенками скважины. Также к недостаткам данного пакера относится отсутствие возможности передачи крутящего момента на колонну труб или оборудование, установленные под пакером, а также отсутствие возможности удерживания пакера от перемещения вниз при создании высоких перепадов давления.
Техническим результатом, достигаемым при использовании данной полезной модели, является повышение эффективности проводимых в скважине работ, в частности, работ, связанных с селективной обработкой пластов, поинтервальной опрессовкой эксплуатационной колонны, поиском негерметичности с использованием двух пакеров, обеспечение возможности передачи крутящего момента на колонну труб или оборудование, установленные под пакером, гарантирование; надежного удерживания пакера от перемещения вниз при создании высоких перепадов давления.
Для достижения поставленного технического результата в пакере с клапаном, содержащем шток, уплотнительный элемент, корпус, переводник, поршень с уплотнительным кольцом, согласно полезной модели, на штоке установлены совместно с кольцами составной уплотнительный элемент, верхний и нижний конуса, сверху и снизу от конусов размещены соответственно верхний и нижний кожухи, в пазах которых установлены соответственно верхние и нижние опоры, прижатые к штоку пружинами через верхний и нижний упоры и шайбы, при чем верхний и нижний кожухи соединены, соответственно с верхним переводником и корпусом, шток в верхней части соединен с верхним переводником, при этом в пазе корпуса пакера имеется шпонка.
Также для достижения поставленного результата в пакере с клапаном, согласно полезной модели, корпус пакера снизу соединен с нижним переводником, к которому при помощи упора прикреплен клапан;
корпус пакера снизу соединен с механическим якорем, к конусу которого при помощи упора прикреплен клапан.
На фиг.1 представлен пакер с клапаном. На фиг.2 представлен пакер с клапаном и механическим якорем.
Пакер включает в себя составной уплотнительный элемент 1, установленный совместно с кольцами 2, верхним 3 и нижним 4 конусами на штоке 5 (фиг.1). Сверху и снизу от конусов 3, 4 размещены соответственно верхний 6 и нижний 7 кожухи. В пазах верхнего кожуха 6 установлены верхние опоры 8, 9. В пазах нижнего кожуха 7 установлены нижние опоры 10, 11. Верхние 8, 9 и нижние 10, 11 опоры прижаты к штоку 5 пружинами 12 через верхний 13 и нижний 14 упоры и шайбы 15. Верхний 6 и нижний 7 кожухи соединены, соответственно с верхним переводником 16 и корпусом 17. Верхняя часть штока 5 свинчена с верхним переводником 16. Корпус 17 свинчен с нижним переводником 18. В пазе корпуса 17 пакера установлена шпонка 19, предназначенная для предотвращения взаимного поворота штока 5 и корпуса 17 пакера относительно друг друга и обеспечивающая передачу крутящего момента на колонну труб или оборудование, установленные под пакером (на фиг. не показаны).
Внутри пакера установлен при помощи упора 20, вкрученного в нижний переводник 18, клапан. Клапан состоит из корпуса 21, в верхней части которого установлены гайки 22, манжета с шайбой 23.
В случае установки пакера без упора на забой пакер снизу оснащается механическим якорем. Механический якорь состоит из ствола 24, на верхний конец которого навинчен конус 25 и корпуса 26 (фиг.2).
Плашки 27 размещены в пазах корпуса 28 и прижаты к стволу 24 пружинами 28. В пазах корпуса 26 установлены подпружиненные планки 29, удерживаемые на корпусе 26 покрышками 30 при помощи винтов 31. На стволе 24 установлена, с возможностью свободного вращения, втулка 32. Внутри втулки 32 размещен фиксатор 33, концевая часть которого постоянно находится внутри фигурного паза ствола 24. Втулка 32 размещена внутри колпака 34, накрученного на нижнюю часть корпуса 26. К внутренней части конуса 25 механического якоря при помощи упора 20 установлен клапан. Клапан состоит из корпуса 21, в верхней части которого установлены гайки 22, манжета с шайбой 23.
Пакер с клапаном работает следующим образом.
Пакер спускают в скважину на колонне труб на требуемую глубину.
Пакер устанавливают в скважине либо с упором на забой, либо без упора на забой. При спуско-подъемных операциях верхние 8, 9 и нижние 10, 11 опоры прижаты к штоку 5. Для установки пакера в заданном интервале колонну труб разгружают для пакеровки. Уплотнительные элементы 1 увеличиваются до внутреннего диаметра колонны под действием сжимающей нагрузки и герметизируют подпакерную зону от надпакерной. Одновременно верхние 8, 9 и нижние 10, 11 опоры перемещаются в радиальном направлении и перекрывают кольцевое пространство между наружным диаметром верхнего и нижнего кожухов 6,7 и внутренним диаметром эксплуатационной колонны.
При пакеровке скважины корпус 21 клапана входит внутрь штока 5 и изолирует нижнюю полость пакера от верхней.
В случае если пакер устанавливается в скважине без упора на забой, т.е. при наличии нижнего механического якоря, то перевод его в рабочее положение производят осевыми манипуляциями колонны труб известным способом. Колонну труб приподнимают на определенную высоту, а затем разгружают, при этом ствол 24 с конусом 25 перемещаются вниз относительно корпусных деталей якоря. Конус 25, соприкасаясь с плашками 27 и сжимая пружины 28, переместит плашки 27 в радиальном направлении до зацепления со стенками эксплуатационной колонны.
Для перевода пакера в транспортное положение производят подъем колонны труб. При этом верхние 8, 9 и нижние 10, 11 опоры под действием усилия пружин 12 перемещаются в транспортное положение. Составной уплотнительный элемент 1 принимает первоначальное положение.
В случае если пакер устанавливается в скважине без упора на забой, т.е. при наличии нижнего механического якоря, то перевод его в транспортное положение производят известным способом. Для этого приподнимают колонну труб. При этом конус 25 и ствол 24 перемещаются вверх относительно корпусных деталей механического якоря, освобождая плашки 27. Плашки 27 под действием усилия пружины 28 устанавливаются в прежнее положение.
При необходимости повторной установки пакера в скважине операция повторяется в вышеописанной последовательности.
Таким образом, заявляемая полезная модель позволяет повысить эффективность проводимых в скважине работ, в частности, работ, связанных с селективной обработкой пластов, поинтервальной опрессовкой эксплуатационной колонны, поиском негерметичности с использованием двух пакеров, обеспечить возможность передачи крутящего момента на колонну труб или оборудование, установленные под пакером, гарантировать надежное удерживание пакера от перемещения вниз при создании высоких перепадов давления.