ГИДРАВЛИЧЕСКИЙ ПАКЕР МНОГОРАЗОВОГО ДЕЙСТВИЯ Российский патент 1994 года по МПК E21B33/12 

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к технике добычи нефти, и может быть применено для разобщения затрубного и внутритрубного пространств скважины.

Известен гидравлический пакер, включающий полый ствол с радиальными каналами, уплотнительные манжеты, установленные на стволе, верхний конус, жестко соединенный со стволом, взаимосвязанный с плашками и плашкодержателем, нижний конус с плашками и плашкодержателем, установленный под уплотнительной манжетой, гидроцилиндр, образующий со стволом кольцевую полость, сообщенную с полостью ствола через радиальные каналы, поршень, размещенный в кольцевой полости, взаимодействующий с нижним торцом нижнего конуса и нижним плашкодержателем, патрубок, установленный в кольцевой полости [1].

Известен гидравлический пакер, включающий полый ствол с радиальными каналами и муфтой, верхний конус с плашками и плашкодержателем, уплотнительные манжеты, установленные на стволе, нижний конус с плашками и плашкодержателем, гидроцилиндр, образующий со стволом кольцевую полость, сообщенную с полостью ствола через радиальные каналы, поршень, размещенный в кольцевой полости, взаимодействующий с нижним торцом нижнего конуса и нижним плашкодержателем, патрубок, связанный с нижним плашкодержателем, установленный в кольцевой полости с возможностью фиксации относительно ствола.

Недостатки этого пакера:
после первичной его посадки ствол имеет телескопический ход (перемещение) только вниз, из-за чего растет напряжение на колонны труб и герметизирующий узел пакера при возникновении удлинения труб под воздействием температур и давлений в скважине, что приводит к уменьшению срока службы труб, нарушает герметичность их резьбового соединения и снижает надежность узлов пакера (уплотнительных манжет, заякоривающих элементов и пр. );
при повторной посадке пакера может произойти преждевременное перемещение верхних плашек над конусом, так как при первичной посадке пакера стопорные элементы, т.е. винты на плашках, срезаются, что приводит к заякориванию пакера при наличии телескопического хода ствола, вследствие чего происходит самоосвобождение пакера в момент укорачивания длины колонны труб при изменении температуры в скважине, поскольку при этом запаса хода ствола не остается, из-за чего верхний конус выходит из-под плашки;
при повторной посадке пакера с изменением глубины его установки, также не исключена самопроизвольная посадка пакера из-за возникновения силы инерции (например, в момент торможения спуска труб, при движении задавочного раствора в скважине и пр.).

Целью изобретения является повышение надежности в работе пакера за счет снижения напряжения колонны труб при изменении температуры в скважине.

Положительный эффект от использования пакера заключается в увеличении срока службы пакера и колонны труб, а также в сокращении ремонтных операций, связанных со спуском и подъемом колонны НКТ и скважинного оборудования, прежде всего при разукрупнении эксплуатационного объекта на многопластовых залежах.

Указанная цель достигается за счет того, что пакер снабжен шаровыми фиксаторами и упругим кольцом, верхний конус выполнен с канавкой по наружной образующей и каналами под шаровые фиксаторы и упругое кольцо, при этом ствол имеет выполненный над верхним конусом бурт с наружным диаметром, меньшим внутреннего диаметра верхнего конуса, шаровые фиксаторы установлены с возможностью взаимодействия со стволом и упругим кольцом.

Стопорные элементы выполнены в виде подпружиненных шариков, а в месте контакта верхнего конуса и плашек выполнены соответственно каналы под стопорные элементы и канавки под их шарики. Это исключает преждевременное срабатывание верхних плашек как при первичной, так и при повторной посадке пакера, т.е. движение этих плашек над конусом происходит после того, как шары конуса упрутся в переходный (верхний) бурт ствола.

Расстояние от бурта до шаров конуса в исходном положении пакера устанавливается не меньше длины укорачивания колонны труб при уменьшении температуры в скважине, а расстояние от бурта до нижнего торца муфты - больше размера удлинения труб при ее увеличении. Это снимает дополнительное напряжение на колонне труб как при укорачивании, так и при удлинении колонны труб под воздействием температуры и давления, а также полностью исключает дополнительную нагрузку на уплотнительные манжеты и заякоривающие узлы, что повышает надежность как самого пакера, так и колонны эксплуатационных труб. Это объясняется тем, что в момент посадки пакера верхний конус и плашки в исходном состоянии перемещаются до упора шаров к переходному бурту ствола, после чего плашки выходят из фиксации шаров, так как усилие пружины гораздо меньше, чем упругого кольца, размещенных под ними, упираются в стенки эксплуатационной колонны, что исключает возможность дальнейшего движения верхнего конуса вдоль ствола, что, в свою очередь, приводит к полной посадке пакера (сжатия уплотнительных манжет) с увеличением избыточного давления в стволе, т. е. в колонне труб. Если уменьшается температура в скважине, то ствол пакера свободно перемещается вверх, в противном случае, т.е. при увеличении температуры, ствол, выходя из фиксации шаров, под усилиями напряжения колонны труб перемещается вниз, тем самым компенсируются любые возмущения (изменения) температур и давления в скважине.

На чертеже изображен общий вид пакера в исходном положении.

Пакер состоит из муфты 1 и полого ствола 2 с буртами 3 - 6, на которых установлены уплотнительные манжеты 7 и заякоривающие узлы. Верхний заякоривающий узел установлен над уплотнительными манжетами 7 и состоит из конуса 8, плашкодержателя 9 и плашки 10, а нижний установлен под манжетами 7 и состоит из конуса 11, плашек 12 и плашкодержателя 13. Конус 11 взаимосвязан с поршнем 14. Плашкодержатель 13 жестко связан с патрубком 15, который установлен с возможностью фиксации (например, через пружинное кольцо 16) относительно ствола 2, причем он со стволом 2 и кожухом 17 образует кольцевую полость (герметичную камеру) 18, гидравлически связанную с внутренней полостью ствола 2 через радиальные каналы 19. Бурт 3 ствола 2 имеет наружный диаметр меньше, чем внутренний диаметр верхнего конуса 8, тем самым обеспечивается возможность движения последнего вдоль ствола 2 под муфтой 1, а бурты 4 и 5 предназначены для вытягивания (освобождения) конусов 8 и 11 из-под плашек 10 и 12 в момент освобождения пакера. Фиксатор (кольцо 16) упирается в бурт 6 ствола 2 и служит для опрессовки на стенде внутренней полости пакера, а также исключения возможности срабатывания его при возникновении инерционного удара в процессе спуска и подъема НКТ.

Верхний конус 8 выполнен с канавкой 20 по наружной образующей и каналами 21. В радиальном канале 21 конуса 8 размещены шары 22, находящиеся под воздействием упругого кольца 23, причем они взаимодействуют со стволом 2. В конусе 8 также под верхней плашкой 10 имеются каналы 24, внутри которых размещены стопорные элементы в виде подпружиненных шаров 25, а в месте контакта верхнего конуса 8 и плашки 10 выполнены соответственно каналы под стопорные элементы и канавки под их шарики.

Пакер работает следующим образом.

Пакер спускается в скважину на колонне НКТ до заданной глубины. Его запакеровка осуществляется перекрытием нижнего прохода ствола 2 и созданием избыточного давления жидкости в колонне НКТ. При этом давление действует на камеру 18 через канал 19 ствола 2. С увеличением давления выше давления опрессовки внутренней полости пакера патрубок 15 выходит из фиксации (кольцо 16) и осуществляется движение заякоривающих узлов, т.е. происходит взаимосвязанное движение патрубка 15 с плашками 12 и поршня 14 с конусом 11. Причем конус 11 перемещает через уплотнительные манжеты 7 верхний заякоривающий узел, т.е. конус 8 с плашками 10, до упора шаров 22 конуса 8 в переходный бурт 3 ствола 2. Далее плашки 10 перемещаются над конусом 8 и упираются во внутреннюю стенку эксплуатационной колонны. Затем при увеличении давления жидкости в колонне НКТ до посадочного давления пакера плашки 12 перемещаются над конусом 11 и контактируют со стволом (эксплуатационной колонны) скважины, затем деформируются уплотнительные манжеты 7 под усилием поршня 14. При этом плашки 12 полностью перемещаются над конусом 11 и контактируют со стволом скважины. Затем резко стравливается давление жидкости в колонне НКТ, тем самым усилие сжатых уплотнительных манжет 7 передается через конус 11 на плашки 12, находящиеся в контакте со стволом скважины, в результате обеспечивается заякоривание, т.е. самофиксация рабочего положения пакера.

При изменении температуры и (или) давления в скважине ствол пакера свободно перемещается относительно заякоривающих узлов, тем самым исключается самопроизвольное освобождение пакера. Его освобождение происходит только после снятия телескопического, т.е. свободного, хода ствола пакера с подъемом колонны НКТ. Таким образом, при подъеме колонны НКТ ствол 2 пакера перемещается вверх, после исключения телескопического хода верхний бурт 4 ствола 2 упирается в нижний торец конуса 8 и освобождает его из-под плашек 10. С дальнейшим перемещением ствола 2 уплотнительные манжеты 7 приходят к первоначальному состоянию, а затем нижний бурт 5, упираясь в нижний торец поршня 14, освобождает конус 11 из-под плашек 12. При этом патрубок 15 приходит к исходному состоянию, причем его нижнее положение фиксируется кольцом 16.

Изобретение относится к технике добычи нефти. Цель - повышение надежности в работе пакера за счет снижения напряжения колонны труб при изменении температуры и давления в скважине. Для этого пакер снабжен шаровыми фиксаторами и упругим кольцом, верхний конус выполнен с канавкой по наружной образующей и каналами под шаровые фиксаторы и упругое кольцо. При этом ствол имеет выполненный над верхним конусом бурт с наружным диаметром, меньшим внутреннего диаметра верхнего конуса. Шаровые фиксаторы установлены с возможностью взаимодействия со стволом и упругим кольцом. Стопорные элементы выполнены в виде подпружиненных шариков. В месте контакта верхнего конуса и плашек выполнены соответственно каналы под стопорные элементы и канавки под их шарики. 1 ил.

ГИДРАВЛИЧЕСКИЙ ПАКЕР МНОГОРАЗОВОГО ДЕЙСТВИЯ, включающий полый ствол с радиальными каналами и муфтой, установленную на стволе уплотнительную манжету, размещенные на стволе с возможностью перемещения и связанные стопорным элементом верхний конус с плашками и плашкодержателем, установленный под уплотнительной манжетой нижний конус с плашками и нижним плашкодержателем, размещенный концентрично стволу гидроцилиндр, образующий со стволом кольцевую полость, связанную с полостью ствола через радиальные каналы, размещенный в кольцевой полости поршень, взаимодействующий с нижним торцом нижнего конуса и нижним плашкодержателем и связанный с нижним плашкодержателем патрубок, установленный в кольцевой полости с возможностью фиксации относительно ствола, отличающийся тем, что, с целью повышения надежности в работе пакера за счет снижения напряжения колонны труб при изменении температуры в скважине, он снабжен шаровыми фиксаторами и упругим кольцом, а верхний конус выполнен с канавкой по наружной образующей и каналами под шаровые фиксаторы и упругое кольцо, при этом ствол имеет выполненный над верхним конусом бурт с наружным диаметром меньшим внутреннего диаметра верхнего конуса, а шаровые фиксаторы установлены с возможностью взаимодействия со стволом и упругим кольцом, при этом стопорные элементы выполнены в виде подпружиненных шариков, а в месте контакта верхнего конуса и плашек выполнены соответственно каналы под стопорные элементы и канавки под их шарики.