пакерующее устройство

Формула изобретения

1. Пакерующее устройство, содержащее корпус, соединенный с опорой, размещенный внутри корпуса полый ствол, соединенный с ловильной головкой, уплотнительный элемент, насаженный на ствол, и клапанный узел, расположенный в стволе, отличающееся тем, что оно снабжено хвостовиком, соединенным со стволом и размещенным внутри опоры, при этом корпус выполнен в виде перевернутого стакана со сквозным осевым отверстием и с внутренними продольными пазами, ствол выполнен с наружным выступом с пальцами с возможностью упора выступа ствола в нижнюю торцевую поверхность корпуса при подъеме пакерующего устройства вверх и вертикального перемещения пальцев ствола по пазам корпуса, ловильная головка выполнена с боковыми отверстиями, а опора выполнена в виде стакана с боковыми отверстиями, уплотнительный элемент расположен в верхней части пакерующего устройства и выполнен в виде чередующихся уплотнительных манжет с промежуточными кольцами, причем наружный диаметр промежуточных колец меньше наружного диаметра уплотнительных манжет.

2. Пакерующее устройство по п.1, отличающееся тем, что уплотнительные манжеты выполнены в форме, например, шеврона.

3. Пакерующее устройство по п.1, отличающееся тем, что верхняя торцевая поверхность корпуса повторяет форму нижней поверхности уплотнительной манжеты.

4. Пакерующее устройство по п.1, отличающееся тем, что площадь сечения боковых отверстий в опоре больше или равна площади кольцевого сечения между опорой и хвостовиком.

Описание изобретения к патенту

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и предназначено для сохранения коллекторских свойств пласта и предотвращения загрязнения призабойной зоны пласта при глушении, освоении скважин и в процессе их эксплуатации.

Известен пакер, применяемый при работе глубинно-насосной установки (а.с. СССР № 981594 от 21.04.1980 г., Е21В 43/14), включающий корпус, узел посадки, ствол с уплотнительными элементами, обратный и сливной клапаны, фиксирующее устройство, обеспечивающее удержание уплотнительных элементов в сжатом состоянии.

Недостатком пакера является ограниченная область его применения, так как пакер может быть установлен только в комбинированной колонне труб. Следует также отметить сложность конструкции, так как пакер предусматривает обязательное наличие фиксирующего устройства.

Наиболее близким по технической сущности к заявляемому устройству является пакерующее устройство, содержащее корпус, соединенный с опорой, размещенный внутри корпуса полый ствол, соединенный с ловильной головкой, уплотнительный элемент, насаженный на ствол, и клапанный узел, расположенный в стволе (Устройство пакерное клиновое УПК - 1-122-32 // Инструкция по эксплуатации. - Волгоград: ЗАО «ПАРМ-ГИНС», 2005. - 16 с.).

Пакерующее устройство спускают на насосно-компрессорных трубах (НКТ) на необходимую глубину с опорой на забой. Под действием веса НКТ обеспечивают механическое расклинивание уплотнительного элемента, при этом для плотного прилегания его к эксплуатационной колонне создают нагрузку на уплотнительный элемент не менее двух тонн. Уплотнительный элемент выполняют из резиновой манжеты высотой около 200 мм и более, при этом удержание клина в рабочем положении обеспечивают с помощью фиксатора. После сцепления фиксатора с зубчатым патрубком НКТ поднимают на поверхность, а пакерующее устройство, приведенное в рабочее положение, остается в месте установки. Таким образом, уплотнительный элемент находится в максимально сжатом состоянии весь период установки пакерующего устройства в скважине.

Основным недостатком известного устройства является заклинивание пакерующего устройства мехпримесями. Так, в скважинах с активным пескопроявлением из-за расположения уплотнительного элемента в средней части пакерующего устройства скапливается значительный объем механических примесей над уплотнительным элементом, в зазоре между корпусом пакерующего устройства и эксплуатационной колонной, образующий плотную пробку, заклинивающую пакерующее устройство и не позволяющую извлечь устройство с места установки. В результате при подъеме пакерующего устройства возникает аварийная ситуация, при которой необходимо обуривать его специальным кольцевым фрезером, а это приводит к дополнительным затратам бригады капитального ремонта скважин. Недостатком пакерующего устройства является также прочное прилипание уплотнительного элемента к эксплуатационной колонне за счет контакта всей площади его боковой поверхности при создании нагрузок для его деформации. При этом расклиненная часть уплотнительного элемента находится весь период установки пакерующего устройства под еще большим давлением, чем его нижняя часть, что затрудняет возврат наиболее сжатого участка в транспортное положение за счет ее остаточной деформации и требует увеличения нагрузки при срыве пакерующего устройства для подъема на поверхность. Следует также отметить сложность конструкции, так как пакерующее устройство предусматривает обязательное наличие фиксатора.

Задачей настоящего изобретения является повышение эксплуатационной надежности пакерующего устройства путем предотвращения заклинивания его мехпримесями и прилипания уплотнительного элемента к эксплуатационной колонне.

Другой задачей настоящего изобретения является упрощение конструкции пакерующего устройства.

Поставленная задача достигается конструктивным исполнением пакерующего устройства. Пакерующее устройство содержит корпус, соединенный с опорой, размещенный внутри корпуса полый ствол, соединенный с ловильной головкой, уплотнительный элемент, насаженный на ствол, и клапанный узел, расположенный в стволе.

Существенными отличительными признаками заявленного изобретения являются:

- устройство снабжено хвостовиком, соединенным со стволом и размещенным внутри опоры;

- корпус выполнен в виде перевернутого стакана со сквозным осевым отверстием и с внутренними продольными пазами;

- ствол выполнен с наружным выступом с пальцами с возможностью упора выступа ствола в нижнюю торцевую поверхность корпуса при подъеме пакерующего устройства вверх и вертикального перемещения пальцев ствола по пазам корпуса;

- ловильная головка выполнена с боковыми отверстиями;

- опора выполнена в виде стакана с боковыми отверстиями;

- уплотнительный элемент расположен в верхней части пакерующего устройства и выполнен в виде чередующихся уплотнительных манжет с промежуточными кольцами, причем наружный диаметр промежуточных колец меньше наружного диаметра уплотнительных манжет;

- уплотнительные манжеты выполнены в форме, например, шеврона;

- верхняя торцевая поверхность корпуса повторяет форму нижней поверхности уплотнительной манжеты;

- площадь сечения боковых отверстий в опоре больше или равна площади кольцевого сечения между опорой и хвостовиком.

Указанная совокупность существенных признаков обеспечивает достижение поставленной задачи. Конструктивное исполнение пакерующего устройства предотвращает скопление мехпримесей над уплотнительным элементом за счет оседания их в процессе эксплуатации скважины на дне стакана опоры, при этом расположение уплотнительного элемента в верхней части пакерующего устройства под ловильной головкой и выполнение ловильной головки с боковыми отверстиями обеспечивает при подъеме пакерующего устройства вымывание мехпримесей, осевших над уплотнительным элементом в незначительном объеме. Кроме того, выполнение уплотнительного элемента в виде чередующихся уплотнительных манжет и промежуточных колец меньшего диаметра, чем уплотнительные манжеты, позволяет заполнить образованный кольцевой зазор скважинной жидкостью, обеспечивая равномерное распределение усилия сжатия на уплотнительные манжеты и надежное перекрытие манжетами затрубного пространства между устройством и эксплуатационной колонной, при этом обеспечивается только линейный контакт боковой поверхности каждой уплотнительной манжеты с эксплуатационной колонной по всей высоте уплотнительного элемента. Конструктивное исполнение пакерующего устройства обеспечивает сжатие уплотнительного элемента и постоянное удержание его в рабочем положении только за счет собственного веса пакерующего устройства, определяемого расчетным путем, то есть за счет веса труб хвостовика и ствола. Увеличение гидростатического давления над пакерующим устройством и, как результат, увеличение нагрузок на уплотнительный элемент осуществляется при проведении, например, глушения скважин, промывок внутрискважинного оборудования во время подземного ремонта скважин, при этом также происходит равномерное распределение усилия сжатия на каждую уплотнительную манжету. Учитывая кратковременность периода увеличения нагрузки на уплотнительные манжеты по сравнению со всем периодом установки пакерующего устройства в скважине, предотвращается прочное слипание уплотнительного элемента с эксплуатационной колонной, затрудняющее срыв пакерующего устройства для извлечения его на поверхность. Следует также отметить, что сжатие уплотнительного элемента и постоянное удержание его в рабочем положении только за счет собственного веса пакерующего устройства без специального узла фиксации существенно упрощает его конструкцию.

Таким образом, конструктивное исполнение пакерующего устройства позволяет повысить его эксплуатационную надежность, а именно надежность работы устройства, надежность его спуска, установки и подъема, а также возможность неоднократного его использования.

Заявленная совокупность существенных признаков не известна нам из уровня техники. Изобретение может быть изготовлено в заводских условиях и использовано при эксплуатации скважин.

Сущность заявляемого технического решения поясняется схемой, на которой представлена конструкция пакерующего устройства в рабочем положении.

Пакерующее устройство содержит корпус 1. Корпус выполнен в виде перевернутого стакана со сквозным осевым отверстием (позицией на схеме не показано) и с внутренними продольными пазами 2. Вариантом выполнения корпуса может быть сборка, например, из упорной втулки, посадочной втулки и переводника, при этом продольные пазы выполняют в упорной втулке. Корпус 1 жестко соединен в нижней части с опорой 3, выполненной в виде стакана с боковыми отверстиями 4. Внутри корпуса расположен полый ствол 5, жестко соединенный в верхней части с ловильной головкой 6, выполненной с боковыми отверстиями 7. Нижняя часть ствола 5 жестко соединена с хвостовиком 8, выполненным, например, в виде цилиндра и расположенным внутри опоры 3, при этом боковые отверстия 4 в опоре расположены выше торца хвостовика для изменения траектории движения жидкости. При этом мехпримеси, содержащиеся в жидкости, оседают на дно опоры, причем площадь сечения боковых отверстий 4 в опоре выполняют больше или равной площади кольцевого сечения между опорой и хвостовиком. Ствол 5 выполнен с наружным выступом 9 с пальцами 10 с возможностью упора выступа 9 ствола в нижнюю торцевую поверхность 11 корпуса при подъеме пакерующего устройства вверх и вертикального перемещения пальцев 10 ствола по пазам 2 корпуса, при этом в пакерующем устройстве выполняют не менее двух пазов в корпусе и соответственно пальцев в выступе ствола для предотвращения перекоса ствола относительно корпуса. Вариантом выполнения ствола пакерующего устройства может быть, например, сборка из втулки и переводника с выступом и пальцами. На ствол 5 насажен уплотнительный элемент, расположенный в верхней части пакерующего устройства между ловильной головкой 6 и корпусом 1. Уплотнительный элемент выполнен в виде чередующихся уплотнительных манжет 12 и промежуточных колец 13. Наружный диаметр промежуточных колец выполнен меньше наружного диаметра уплотнительных манжет, образуя кольцевой зазор 14 между уплотнительными манжетами. Уплотнительные манжеты 12 могут быть выполнены, например, в форме шеврона, полукольца и т.д., при этом верхняя торцевая поверхность 15 корпуса повторяет форму нижней поверхности уплотнительной манжеты для предотвращения затекания уплотнительной манжеты в зазор между корпусом 1 и эксплуатационной колонной 16 путем ограничения его деформации. На схеме изображен вариант выполнения уплотнительной манжеты в форме шеврона. Уплотнительные манжеты выполняют, например, из армированной кордом резины, силиконовой смеси и т.д. высотой, например, 10-15 мм, а промежуточные кольца выполняют, например, из стали или других материалов. Внутри полого ствола расположен съемный клапанный узел 17 с седлом (позицией на схеме не показано) с возможностью перетока скважинной жидкости снизу вверх при установке пакерующего устройства в рабочем положении и эксплуатации скважины. В качестве клапанного узла может быть использован, например, стандартный клапанный узел с седлом для штангового глубинного насоса НСН. Расстояние от торца ловильной головки 6 до седла клапанного узла 17 рассчитывают с учетом захвата пакерующего устройства при извлечении стандартным ловильным инструментом, например, внутренней труболовкой. При активном пескопроявлении возможен вариант выполнения хвостовика 8 с глухим дном в виде стакана, обеспечивающего дополнительный сбор мехпримесей. В этом случае в боковой поверхности хвостовика выполняют отверстия с площадью их сечения больше площади внутреннего сечения трубы хвостовика, причем отверстия в хвостовике выполняют ниже отверстий 4 опоры. Вариантом выполнения опоры и хвостовика может быть, например, сборка из насосно-компрессорных труб разного диаметра, при этом опору выполняют с заглушкой. При необходимости хвостовик также выполняют с заглушкой. Боковые отверстия в теле труб могут быть выполнены сверлением, фрезерованием, плазменной резкой и т.д. и могут быть расположены, например, по спирали, в шахматном порядке и т.д. Другим вариантом исполнения отверстий в опоре и, при необходимости, в хвостовике могут быть вставки из специальных фильтров. Конструктивно отверстия могут быть выполнены, например, круглыми, щелевыми и т.д., при этом отверстия в опоре и хвостовике располагают с учетом сохранения прочностных характеристик опоры и хвостовика.

Спуск пакерующего устройства осуществляют следующим образом. На устье скважины в эксплуатационную колонну спускают опору 3 расчетной длины, захватывают ее под муфту и удерживают колонну труб опоры на весу с помощью трубного элеватора. Затем в скважину спускают трубы хвостовика 8 и также удерживают на весу с помощью трубного элеватора. Далее собранный узел пакерующего устройства в виде корпуса 1 со стволом 5 с насаженными уплотнительными манжетами 12, промежуточными кольцами 13 и зажатыми ловильной головкой 6, с установленным клапанным узлом 17 соединяют на устье скважины соответственно с хвостовиком 8 и опорой 3. Дальнейший спуск пакерующего устройства осуществляют с помощью колонны насосно-компрессорных труб (НКТ) или бурового инструмента до упора опоры 3 в забой скважины. Вращением насосно-компрессорных труб производят отсоединение колонны НКТ от пакерующего устройства. Фиксация положения ствола относительно корпуса с помощью пальцев 10 в пазах 2 корпуса предотвращает вращение ствола относительно корпуса и гарантирует отсоединение колонны НКТ от пакерующего устройства после его установки на забое скважины. Под действием веса труб хвостовика и ствола уплотнительные манжеты деформируются и перекрывают затрубное пространство.

Целесообразно устанавливать устройство в скважинах после проведения работ с пластом и призабойной зоной: очистки призабойной зоны пласта, работ по интенсификации притока, ремонтно-изоляционных работ и т.д.

Устройство работает следующим образом.

После установки пакерующего устройства спускают, например, насосное оборудование. При работе насоса при превышении давления жидкости под пакерующим устройством происходит переток жидкости через отверстия 4 опоры. Затем жидкость, изменяя траекторию движения, поступает в хвостовик 8 и через клапанный узел 17 перетекает в надпакерную зону к приему насоса, при этом содержащиеся в жидкости мехпримеси выпадают в осадок на дно опоры. При выполнении хвостовика с глухим дном в виде стакана происходит переток жидкости через отверстия 4 опоры, затем жидкость, изменяя траекторию движения, поступает в хвостовик через отверстия в его боковой поверхности и через клапанный узел 17 перетекает в надпакерную зону к приему насоса, при этом содержащиеся в жидкости мехпримеси выпадают в осадок как на дно опоры, так и на дно хвостовика. В связи с тем, что перепад давления в над- и подпакерных зонах невысок уплотнительный элемент воспринимает нагрузку только веса ствола и хвостовика, который определяют расчетным путем для обеспечения надежного перекрытия затрубного пространства. При необходимости проведения глушения скважины или промывок внутрискважинного оборудования при проведении подземного ремонта скважин (ПРС) надпакерное пространство заполняют, например, жидкостью глушения с необходимым расчетным удельным весом, в результате чего происходит увеличение гидростатического давления над пакерующим устройством. Дополнительное давление передается через ствол и ловильную головку пакерующего устройства на уплотнительные манжеты, чем обеспечивается их кратковременное дополнительное поджатие, исключающее воздействие на призабойную зону пласта жидкости глушения или другого рабочего агента.

По окончании проведения подземного ремонта скважин насосное оборудование запускают в работу, при этом сначала откачивают жидкость глушения (или другой рабочий агент) и, после снижения давления над пакерующим устройством ниже подпакерного, скважинная жидкость проходит через клапанный узел и поступает на прием насоса.

Извлечение устройства на поверхность осуществляют следующим образом.

После подъема насосного оборудования в скважину спускают ловитель и осуществляют захват пакерующего устройства. Спускают байонетный ловитель, например, на штангах или с помощью канатной техники для захвата и подъема на поверхность клапанного узла 17. Затем поднимают пакерующее устройство, при этом через боковое отверстие в ловильной головке 6 и центральное отверстие ствола 5 происходит слив жидкости из надпакерной зоны и вымывание мехпримесей, скопившихся над уплотнительным элементом, при этом мехпримеси оседают на дне опоры, а жидкость сливается через отверстия 4 опоры на забой скважины. В случае выполнения хвостовика в виде стакана, вымываемые мехпримеси скапливаются в основном на дне хвостовика, а часть их на дне опоры, при этом жидкость перетекает соответственно через отверстия в хвостовике и опоре за забой скважины. Выступ 9 ствола пакерующего устройства упирается в нижнюю торцевую поверхность 11 корпуса, осуществляя разгрузку уплотнительных манжет, которые принимают транспортное положение, и дальше производят подъем оборудования на поверхность, при этом одновременно происходит очистка внутренней поверхности эксплуатационной колонны от парафинистых отложений и окалины.

Использование заявляемого пакерующего устройства осуществляют в скважинах с пластовым давлением ниже гидростатического, где давления столба жидкости, создаваемого дегазированной нефтью, недостаточно для глушения и необходимо проведение глушения скважины более «тяжелой» жидкостью и может быть реализовано, например, на скважинах Турчаниновского месторождения, Кыртаельского месторождения и других месторождениях.

Заявляемая конструкция пакерующего устройства, обладая простотой исполнения, обеспечивает существенное повышение его эксплуатационной надежности, а именно: надежность его спуска, установки и подъема, так как не требуется дополнительная фиксация уплотнительного элемента при установке и, соответственно, его раскрепление при подъеме с помощью специального фиксатора. Надежность работы устройства в скважине, заключающаяся в надежном перекрытии затрубного пространства между устройством и эксплуатационной колонной, обеспечивается только за счет постоянно действующего расчетного веса устройства, при этом осуществляется дополнительное кратковременное поджатие уплотнительного элемента при глушении и проведении промывочных работ внутрискважинного оборудования, предотвращающее возможность фильтрации промывочных жидкостей в призабойную зону пласта, в результате чего, из-за несовместимости водной основы промывочных жидкостей и пластовых вод, возможна кольматация породы - коллектора, образование стойких эмульсий в призабойной зоне. Вместе с тем, благодаря конструктивному исполнению пакерующего устройства предотвращается заклинивание его мехпримесями и прилипание уплотнительного элемента к эксплуатационной колонне, что позволяет неоднократно использовать одно устройство, например, после подъема его на поверхность для проведения работ с пластом или с призабойной зоной пласта.