пакер

Формула изобретения

1. Пакер, содержащий якорный узел, обратный клапан, уплотнительный элемент, верхний и нижний стволы, соединенные между собой, отличающийся тем, что он снабжен установочной гайкой с окном, расположенной в нижней части нижнего ствола и соединенной с корпусом, в котором расположен обратный клапан, и дополнительно снабжен замковым устройством, установленным в верхней части нижнего ствола, нижней и верхней разрезными гайками, установленными в тяге соответственно между верхним и нижним стволами и между толкателем и верхним стволом, при этом нижняя разрезная гайка имеет резьбовую нарезку на внутренней своей поверхности аналогичную резьбовой нарезке нижнего ствола, и резьбовую нарезку на своей внешней поверхности аналогичную резьбовой нарезке верхнего ствола, а верхняя разрезная гайка имеет резьбовую нарезку на внутренней своей поверхности аналогичную резьбовой нарезке верхнего ствола, и резьбовую нарезку на внешней своей поверхности аналогичную резьбовой нарезке толкателя, при этом корпус обратного клапана снабжен окном, а якорный узел расположен между уплотнительным элементом и установочной гайкой.

2. Пакер по п.1, отличающийся тем, что он дополнительно снабжен ловильным узлом, расположенным в верхней части верхнего ствола.

3. Пакер по п.1, отличающийся тем, что замковое устройство состоит из соединенных между собой запорной и замковой втулок и стопорного элемента, установленного в отверстие верхнего ствола и в кольцевую проточку нижнего ствола.

Описание изобретения к патенту

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и может быть использовано для герметичного разобщения одной части ствола скважины от другой.

Известен «Пакер гидравлический съемный для подземных хранилищ газонефтепродуктов», содержащий заякоривающий и фиксирующий механизмы со срезными винтами, уплотнительный узел, выполненный в виде кольцевых манжет, и клапан (П №2235189, Е21В 33/12 от 27.12.2002 г., опубл. 27.08.2004 г.).

Недостатком данного устройства является низкая надежность работы, а также сложность конструкции из-за наличия гидравлических элементов, необходимых для транспортировки пакера.

Наиболее близким к предлагаемому техническому решению является «Пакер ПК - 4», который содержит якорный узел, обратный клапан, уплотнительный узел, выполненный в виде кольцевых манжет, верхний и нижний стволы (Каталог - справочник, Оборудование, инструменты и приспособления для подземного и капитального ремонта скважин, часть II, Сливные устройства, оборудование для разобщения ствола скважины и режущий инструмент, АО «Татнефть», НПП «Нефтехиммаш», 1996 г., с.44, рис.3.3, прототип).

Недостатком данного устройства является низкая надежность работы, сложность операций по спуску и подъему пакера.

Предлагаемый пакер лишен приведенных выше недостатков и позволяет повысить срок эксплуатации пакера, упростить проведение технологических работ в скважине, обеспечив герметичность в стволе при ремонте скважин, например исключив попадание жидкости глушения в пласт (инфильтрация), и позволяет также увеличить срок эксплуатации скважины без капитального ремонта.

Поставленный технический результат достигается тем, что предлагаемый Пакер содержит якорный узел, обратный клапан, уплотнительный элемент, верхний и нижний стволы, соединенные между собой, кроме того, он снабжен установочной гайкой с окном, расположенной в нижней части нижнего ствола и соединенной с корпусом, в котором расположен обратный клапан, и дополнительно снабжен замковым устройством, установленным в верхней части нижнего ствола, нижней и верхней разрезными гайками, установленными в тяге соответственно между верхним и нижним стволами и между толкателем и верхним стволом, при этом нижняя разрезная гайка имеет резьбовую нарезку на внутренней своей поверхности аналогичную резьбовой нарезке нижнего ствола и резьбовую нарезку на своей внешней поверхности аналогичную резьбовой нарезке верхнего ствола, а верхняя разрезная гайка имеет резьбовую нарезку на внутренней своей поверхности аналогичную резьбовой нарезке верхнего ствола и резьбовую нарезку на внешней своей поверхности аналогичную резьбовой нарезке толкателя, при этом корпус обратного клапана снабжен окном, а якорный узел расположен между уплотнительным элементом и установочной гайкой, при этом замковое устройство состоит из соединенных между собой запорной и замковой втулок и стопорного элемента, установленного в отверстие верхнего ствола и в кольцевую проточку нижнего ствола, пакер также снабжен ловильным узлом, расположенным в верхней части верхнего ствола.

На чертеже изображен общий вид пакера в разрезе.

Пакер состоит из верхнего ствола 1 и нижнего ствола 2, на которых установлены и последовательно соединены между собой ловильный узел 3, замковое устройство, верхний и нижний узлы, вал 4, уплотнительный элемент 5, якорный узел, установочная гайка 6, соединенная с корпусом 7, в котором расположен обратный клапан 8.

Для предотвращения самопроизвольного откручивания установочной гайки 6 от нижнего стола 2 конструкция содержит стопорный винт 9.

Уплотнительный элемент 5 представляет собой манжету или несколько манжет, снабженных защитными шайбами 10.

Замковое устройство состоит из запорной втулки 11, соединенной посредством срезного элемента 12, например винта, с замковой втулкой 13 и стопорного элемента 14, например шарика, установленного в отверстие верхнего ствола 1 и в кольцевую проточку нижнего ствола 2.

Стопорный элемент 14 закрывается запорной втулкой 11.

Для предотвращения самопроизвольного открытия замкового устройства при спуске и посадки пакера в замковую втулку 13 вворачиваются срезные элементы 12.

Замковое устройство предназначено для восприятия усилия от сжатого уплотнительного элемента 5, передаваемого через верхний храповый узел, и установлено в верхней части нижнего ствола 2.

Замковое устройство является силовым запорным элементом пакера.

Верхний и нижний узлы установлены в тяге 15 и включают в себя разрезную гайку, имеющую резьбовую нарезку на внутренней и на внешней поверхностях.

Нижняя разрезная гайка 16 расположена между верхним 1 и нижним 2 стволами, имеет резьбовую нарезку на внутренней своей поверхности аналогичную резьбовой нарезки нижнего ствола 2 и резьбовую нарезку на своей внешней поверхности аналогичную резьбовой нарезки верхнего ствола 1.

Верхняя разрезная гайка 17 расположена между толкателем 18 и верхним стволом 1, имеет резьбовую нарезку на внутренней своей поверхности аналогичную резьбовой нарезке верхнего ствола 1 и резьбовую нарезку на внешней своей поверхности аналогичную резьбовой нарезке толкателя 18.

В тягу 15 и нижний ствол 2 установлены срезные элементы 12, например винты, для предотвращения самопроизвольного перемещения тяги 15 и сжатия уплотнительного элемента 5 при спуске пакера.

Якорный узел состоит из корпуса якоря 19, где установлены захваты 20, коническая пружина 21, верхнего 22 и нижнего 23 конусов и фланца 24. В корпусе якоря 19 верхний 22 и нижний 23 конуса закреплены срезными элементами 12, например винтами.

Якорный узел предназначен для неподвижного удержания пакера за внутреннюю стенку обсадной колонны при знакопеременных давлениях в рабочем положении.

Обратный клапан 8 состоит из корпуса клапана 25, внутри которого расположены запирающий элемент 26, например, в виде шара, установленного на седле клапана 27, и направляющей 28, которая с корпусом клапана 25 соединена посредством резьбы, а с корпусом 7 срезными элементами 12, например винтами. Корпус клапана 25 снабжен окном или окнами 29, посредством которых осуществляется соединение полостей над и под обратным клапаном 8. Обратный клапан 8 с корпусом 7 закрепляется с помощью срезных винтов 12.

Установочная гайка 6 снабжена окном или окнами 30, посредством которых осуществляется переток жидкости.

Ловильный узел 3 представляет собой хвостовик с верхней тягой и переводником.

Устройство работает следующим образом.

Посадка пакера осуществляется с помощью посадочного устройства, для этого пакер посредством срезного элемента, например шпилькой, соединяется с известным посадочным устройством и спускается на колонне насосно-компрессорных труб (далее НКТ) в скважину.

При достижении заданной глубины пакерования внутри НКТ создают необходимое давление, при котором посадочное устройство воздействует на толкатель 18 и тягу 15, и которые, перемещаясь вниз по верхнему стволу 1, последовательно сводят верхний 22 и нижний 23 конуса, обеспечивая заклинивание захватов 20. Захваты 20, выступая из корпуса якоря 19, упираются в обсадную колонну, тем самым фиксируя пакер в определенном интервале скважины, после этого осуществляется сжатие уплотнительного элемента 5 в обсадной колонне. При достижении критической нагрузки происходит обрыв срезного элемента и освобождение пакера от посадочного устройства. При этом верхний узел 17 не дает валу 4 перемещаться ввверх и удерживает уплотнительный элемент 5 в сжатом состоянии, а захваты 20 в рабочем положении.

Запустили скважину в работу, и при отборе жидкости из скважины происходит уменьшение гидростатического давления на запирающий элемент - шар 26 обратного клапана 8, а под обратным клапаном 8 в подпакерной зоне создается избыточное давление, которое приподнимает запирающий элемент - шар 26, и жидкость из пласта поступает через окна 29 корпуса клапана 25 и окна 30 установочной гайки 6 в надпакерную зону к насосу.

При остановке насоса запирающий элемент - шар 26 опускается в седло клапана 27 и перекрывает переток жидкости из скважины в пласт и обратно.

Во время смены скважинного оборудования или насоса, в случае, если пластовое давление больше гидростатического, для предотвращения перетока пластового флюида из скважины необходимо в скважину закачать жидкость расчетной плотности.

При необходимости замены, переустановки пакера производят его извлечение следующим образом.

На колонне НКТ спускают, например, овершот, который соединяется с ловильным узлом 3, осуществляет подъем пакера.

При достижении определенного усилия происходит срез элемента 12 в замковой втулке 13 и открытие замкового устройства.

При перемещении замкового устройства вверх его запорная втулка 11 освобождает стопорный элемент 14, после этого верхний ствол 1 перемещается вверх и посредством тяги 15 последовательно освобождаются уплотнительный элемент 5, верхний 22 и нижний 23 конуса с захватами 20.

При извлечении пакера из обсадной колонны нижний узел 16 удерживает пакер в растянутом положении при его извлечении, т.е. служит для фиксации якорного узла и уплотнительного элемента 5 в разжатом состоянии.

При создании определенного давления над обратным клапаном 8 срезные винты 12, установленные в корпусе клапана 25 и направляющей 28, срезаются и обратный клапан 8 перемещается вниз до упора в буртик направляющей 28. При этом в корпусе клапана 25 открываются окна или окно 29, которые позволяют соединить полости над и под обратным клапаном 8.

Использование предлагаемого технического решения

дает возможность повысить его надежность в работе, т.к. держит перепады давления,

позволяет повысить срок эксплуатации пакера,

обеспечивает простоту операций по спуску и подъему пакера,

позволяет защитить призабойную зону пласта от попадания жидкости глушения и тем самым уменьшить объем закачки жидкости глушения (за счет уменьшения инфильтрации) и увеличить срок эксплуатации скважин без капитального ремонта.

Все это в конечном итоге позволяет увеличить коэффициент извлечения нефти и сохранить реологические и гидродинамические свойства пласта.