ПАКЕР ДЛЯ ПЕРЕКРЫТИЯ ВНУТРЕННЕЙ ПОЛОСТИ КОЛОННЫ ТРУБ Российский патент 1999 года по МПК E21B33/12 

Изобретение относится к эксплуатации и ремонту нефтяных и газовых скважин и предназначено, в частности, для разобщения внутритрубного пространства обсаженной скважины.

Известен пакер для перекрытия внутренней полости колонны труб, включающий корпус с центральным каналом, упор и уплотнительный элемент, имеющий утолщенную и тонкостенную раструбную части, последняя из которых в транспортном положении пакера зафиксирована подвижной обоймой (1).

Наиболее близким аналогом изобретения является пакер для перекрытия внутренней полости колонны труб, включающий корпус с центральным каналом, верхний и нижний упоры и уплотнительный элемент, имеющий утолщенную и тонкостенную раструбные части, последняя из которых образует с наружной стенкой корпуса полость (2).

Основным недостатком известных устройств является ограниченность их технологических возможностей, поскольку они не позволяют производить технологические операции с нижележащим от места установки пакера пластом при наличии высоконапорного вышележащего пласта, а также герметично разделять пласт от выше- и нижерасположенного скважинного пространства, чтобы обеспечить селективное исследование, испытание или обработку выделенного пласта.

Другим недостатком известных устройств является сложность их конструкций, в частности наличие подвижных деталей, которые в скважинных условиях в основном не работают из-за отложений в этих узлах шлама, песка и т.п., что снижает их работоспособность.

Техническим результатом изобретения является расширение технологических возможностей, упрощение конструкции и повышение работоспособности устройства.

Необходимый технический результат достигается тем, что в пакере для перекрытия внутренней полости колонны труб, включающем корпус с центральным каналом, верхний и нижний упоры и уплотнительный элемент, имеющий утолщенную и тонкостенную раструбные части, последняя из которых образует с наружной стенкой корпуса полость, согласно изобретению, верхний и нижний упоры жестко соединены с соответствующими частями и уплотнительного элемента и с корпусом, при этом верхний упор выполнен с отверстиями, сообщающими полость с внешним пространством устройства, причем максимальный наружный диаметр тонкостенной раструбной части при ее расширении на 1-3% больше внутреннего диаметра колонны труб.

На фиг. 1 показан пакер в продольном разрезе; на фиг.2 - сечение А-А на фиг.1; на фиг.3 - рабочая схема установки пакера для отбора продукта из нижележащего пласта при наличии вышерасположенного высоконапорного, а также при освоении пласта свабированием; на фиг.4 - то же, при отборе продукта из вышележащего пласта, когда ниже пакера имеется высоконапорный пласт; на фиг. 5 - то же, при селективной закачке жидкости в пласт или при определении негерметичности и качества ремонта обсадных колонн; на фиг.6 - то же, при селективном отборе жидкости из пласта; на фиг.7 - то же, при промывке межтрубного пространства или опрессовке устьевого оборудования и верхних интервалов обсадных колонн.

Пакер (фиг. 1) содержит корпус 1 с центральным каналом 2 и резьбами 3 и 4 на концах для соединения со скважинным оборудованием. На корпусе 1 жестко закреплены верхний 5 и нижний 6 упоры, жестко соединенные с соответствующими концами уплотнительного элемента 7, имеющего утолщенную 8 и тонкостенную в виде раструба 9 части, последняя из которых образует с наружной стенкой корпуса 1 полость 10, сообщенную с внешней средой посредством отверстий 11 (фиг. 2), выполненных в верхнем упоре 5.

Уплотнительный элемент 7 пакера изготавливают из эластичного материала, например резины. Причем максимальный наружный диаметр его раструбной части 9 должен быть больше на 1-3%, чем внутренний диаметр колонны труб, в которой будут устанавливать пакер.

Работа пакера заключается в следующем. Перед спуском пакера в скважину производят зачистку обсадной колонны, например скребком, ершом и т.п. Спуск пакера в скважину и подъем его из нее осуществляют с помощью колонны труб (НКТ или бурильных).

В случае необходимости отбора продукта из пласта 12 (фиг.3) при наличии вышерасположенного от него высоконапорного пласта 13 пакер 14 устанавливают в интервале между этими пластами. При этом на колонне труб 15 пакер устанавливают так, чтобы его раструбная часть 9 была направлена в сторону высоконапорного пласта.

За счет разности давлений между пластами 12 и 13, которая действует на уплотнительный элемент 7 со стороны высоконапорного пласта 13 через полость 10, раструбная часть 9 уплотнительного элемента дополнительно расширяется и надежно разобщает межтрубное пространство скважины.

Описанная схема установки пакера в скважине может быть использована и при освоении продуктивного пласта свабированием. Для этого в хвостовике 16 отверстие 17 перекрывают клапаном 18, а затрубное пространство 19 оставляют открытым. В этом случае пакер выполняет функцию поршня. При необходимости можно установить два пакера. В этом случае их располагают на колонне труб 15 так, чтобы раструбные части 9 уплотнительных элементов были направлены в противоположные стороны (не показано).

Для отбора продукта из верхнего пласта 20 (фиг. 4) при наличии нижерасположенного пласта 21 пакер 14 устанавливают между этими пластами и располагают его на колонне труб 15 раструбной частью 9 в сторону высоконапорного пласта 21.

Конструкция пакера позволяет компоновать из них двухпакерное оборудование (фиг. 5, 6), и, меняя расположение пакеров на колонне труб 15 в соответствии с направлением действия высокого давления с тем, чтобы оно расширяюще действовало на раструбные части 9 уплотнительных элементов, производить селективную обработку пласта, включая гидроразрыв, закачку жидкости с целью повышения внутрипластового давления, изолировать интервалы водопритока в наклонных и горизонтальных скважинах, ликвидировать заколонные перетоки закачкой изоляционных материалов в интервалы нарушения герметичности, исследовать скважину методом поинтервальных опрессовок с целью обнаружения мест негерметичности обсадных колонн, а также с целью определения качества их ремонта и т.д. (фиг.5). А расположив пакеры, как показано на фиг. 6, можно производить селективный отбор жидкости из пласта или опробование его на приток флюида при освоении.

Схема установки пакера, показанная на фиг.7, позволяет осуществлять промывку заколонного пространства, а также опрессосывать устьевое оборудование скважины и верхние интервалы обсадных колонн.

После окончания работ пакер поднимают из скважины, и, в случае обнаружения повреждений уплотнительного элемента 7, его заменяют.

Таким образом, предлагаемый пакер обладает исключительно широким спектром технологических возможностей его применения, простотой конструкции, следствием чего являются его дешевизна и надежность работы. Указанные преимущества значительно превосходят издержки, связанные с необходимостью очистки эксплуатационной колонны перед спуском пакера в скважину и заменой его уплотнительного элемента.

Литература.

1. SU N 968329, кл. E 21 B 33/12, 23.10.82.

2. SU N 829868, кл. E 21 B 33/12, 15.05.81.4

Использование: при эксплуатации и ремонте нефтяных и газовых скважин. Обеспечивает расширение технологических возможностей, упрощение конструкции и повышение работоспособности устройства. Пакер включает корпус с центральным каналом, верхний и нижний упоры и уплотнительный элемент. Он имеет утолщенную и тонкостенную раструбные части. Последняя из них образует с наружной стенкой корпуса полость. Верхний и нижний упоры жестко соединены с соответствующими частями уплотнительного элемента и с корпусом. Верхний упор выполнен с отверстиями. Они сообщают полость с внешним пространством устройства. Максимальный наружный диаметр тонкостенной раструбной части при ее расширении на 1 - 3% больше внутреннего диаметра колонны труб. 7 ил.

Пакер для перекрытия внутренней полости колонны труб, включающий корпус с центральным каналом, верхний и нижний упоры и уплотнительный элемент, имеющий утолщенную и тонкостенную раструбные части, последняя из которых образует с наружной стенкой корпуса полость, отличающийся тем, что верхний и нижний упоры жестко соединены с соответствующими частями уплотнительного элемента и с корпусом, при этом верхний упор выполнен с отверстиями, сообщающими полость с внешним пространством устройства, причем максимальный наружный диаметр тонкостенной раструбной части при ее расширении на 1 - 3% больше внутреннего диаметра колонны труб.