СКВАЖИННЫЙ ОТСЕКАТЕЛЬ Российский патент 2002 года по МПК E21B34/06 E21B33/12 

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и предназначено для отключения продуктивното пласта от скважины на время проведения в ней ремонта.

Известен пакер для перекрытия ствола скважины, содержащий цилиндрический: корпус, на котором установлен дисковый поворотный клапан, уплотнитель, шлипсы, реактивные упоры, верхний и нижний прижимы с неуравновешанными защелками, соединенные резьбовыми соединениями с корпусом, толкатель с подпружиненными упорами Г-образного профиля, установленный на подъемной колонне с возможностью взаимодействия упорами с пазами верхнего и нижнего прижима при установке или подъеме пакера в скважине, колонку для управления поворотным дисковым клапаном [1] .

Недостатком этого пакера является то, что в нем отсутствует разгрузочный клапан для выравнивания перепада давления над и под клапаном при его открытии, что вызывает нагрузку на ось клапана с возможностью ее деформации и снижает надежность герметичного перекрытия ствола скважины. Уплотнительные поверхности седла и клапана при работе скважины подвержены воздействию скоростного потока жидкости, это вызывает их износ и снижает надежность герметичного перекрытия ствола скважины. Установка и снятие пакера вращением не исключает его заклинивание в скважине.

Известен пакер-отсекатель для перекрытия ствола скважины, который является наиболее близким аналогом. Пакер-отсекатель содержит уплотнительный элемент, узел фиксации его в скважине, полый сердечник с магнитным седлом под обратный клапан и трубчатый толкатель, установленный на подъемной колонне с возможностью взаимодействия с обратным клапаном [2] .

Недостатком известного пакера-отсекателя является то, что не исключена возможность прилипания к магнитному седлу железосодержащих частиц, что снижает надежность герметичного перекрытия ствола скважины. Не решена герметизация устья скважины при управлении обратным клапаном. Отсутствие разгрузочного клапана для выравнивания перепада давления над и под обратным клапаном при его открытии вызывает большую нагрузку на клапан при его открытии и высокую скорость потока жидкости, это снижает долговечность работы обратного клапана. Применение в конструкции магнитных элементов, склонных к хрупкости и размагничиванию, снижает надежность пакера-отсекателя в целом.

Целью изобретения является повышение надежности работы отсекателя при проведении ремонта скважины без ее глушения задавочной жидкостью.

Предлагаемый скважинный отсекатель включает пакер, в проходном канале которого размещен установочный патрубок, взаимодействующий с элементами якорного узла и обратным клапаном при фиксации пакера в муфте эксплуатационной колонны скважины, ведущую трубу, хвостовик, фланец, установленные на подъемной колонне и в фонтанной арматуре с возможностью управления обратным клапаном при перемещении подъемной колонны в замкнутом объеме скважины.

Поставленная цель достигается тем, что в скважинном отсекателе в отличие от известных устройств пакер имеет вилку, установленную тягами в пазы корпуса, расположенные между его ступенями, тяги вилки соединены с распорным элементом, размещенным на нижней ступени корпуса с уплотнителем, трубчатое седло с уплотнительными элементами, установленное на уплотнитель и соединенное с нижней ступенью корпуса, кольцевые сектора с зацепными заплечиками, размещенные на установочном патрубке и соединенные винтами с клапаном, установленным в его проходном канале, зацепные заплечики секторов размещены в окнах верхней ступени корпуса с возможностью поперечного их перемещения при сопряжении секторов с трубчатой частью вилки в процессе фиксации пакера в муфте эксплуатационной колонны, кольцевые сектора, установленные в расточке крышки корпуса с возможностью фиксирования торца вилки при ее перемещении установочным патрубком. Обратный клапан выполнен в виде полого цилиндра и снабжен плунжером с внутренними перепускными каналами, установленным концентрично в его полости с возможностью сообщения полости обратного клапана с проходным каналом пакера при взаимодействии плунжера с хвостовиком. Установочный патрубок, хвостовик соединены в нижней части с замком, который имеет скобы, установленные в соосные окна корпуса замка с возможностью замыкания-размыкания наконечника плунжера при их взаимодействии с клиновыми выступами подпружиненного кольца, установленного в корпусе замка, или при их одновременном взаимодействии с клиновыми выступами подпружиненного кольца и с конической расточкой трубчатого седла. Ведущая труба размещена в кожухе и соединена с ним переводниками с возможностью проводки между трубой и кожухом кабеля токоподвода с его изолированием от скважинной среды сальниковым узлом уплотнения. Фланец установлен между трубной головкой и елкой фонтанной арматуры, соединен с ними независимыми связями, сопряжен с кожухом ведущей трубы уплотнительным элементом, установленным в расточке фланца.

Цель достигается также тем, что вилка имеет свободный ход относительно распорного элемента и между ее тягами выполнены наклонные лыски.

Цель достигается также в результате того, что герметизация обратного клапана в трубчатом седле выполнена по уплотнительным поверхностям второго, третьего порядка, сопряженных по типу металл-эластик, металл-металл.

А также тем, что циркуляция скважинной среды через пакер ограничена поверхностями боковых окон на концах хвостовика и его внутренним проходным каналом.

Совокупность этих признаков обуславливает достижение цели.

Применение в пакере трубчатой вилки, последовательно взаимодействующей с кольцевыми секторами, распорным элементом, обеспечивает его надежную установку в скважине, так как вилка при свободном ходе расклинивает сектора и прижимает их зацепные заплечики к стенке эксплуатационной колонны скважины с гарантированной установкой заплечиков в муфту эксплуатационной колонны и замыканием их между торцами труб вилкой, а последующее перемещение вилки установочным патрубком обеспечивает: перекрытие уплотнителем затрубного пространства скважины, сопряжение вилки с кольцевыми секторами, закрепление пакера в муфте эксплуатационной колонны скважины замковым соединением.

Выполнение обратного клапана в виде полого цилиндра позволяет обеспечить его надежную герметизацию в трубчатом седле и повысить долговечность его работы, так как по цилиндрической поверхности он уплотняется манжетами, а торцовой поверхностью образует с седлом высокогерметичное сфероконическое соединение. Размещение в полости обратного клапана плунжера с внутренними перепускными каналами позволяет выравнить перепад давления на обратном клапане при его открытии.

Оснащение взаимозаменяемым замком установочного патрубка, хвостовика позволяет обеспечить надежное механическое управление обратным клапаном, так как при перемещении замка в проходном канале пакера он пропускает в себя наконечник плунжера и жестко фиксирует его при выходе обратного клапана из трубчатого седла, а при установке обратного клапана в седло замок освобождает наконечник плунжера и выходит из проходного канала пакера.

Оснащение ведущей трубы кожухом позволяет разместить кабель токоподвода в автономной полости на подъемной колонне, а уплотнение кожуха во фланце, установленном на независимых связях между трубной головкой и елкой фонтанной арматуры, позволяет обеспечить надежную герметизацию устья скважины в процессе управления обратным клапаном.

Циркуляция скважинной среды через боковые окна и проходной канал хвостовика позволяет исключить воздействие скоростного потока жидкости на седло и его уплотнительные элементы, тем самым увеличить долговечность обратного клапана и повысить надежность работы отсекателя в целом.

Предлагаемая конструкция скважинного отсекателя иллюстрируется чертежами, где: на фиг. 1, 2 - верхняя и нижняя части отсекателя в рабочем положении; на фиг. 3-6 показан пакер с разрезами: а-а - по скобам замка, б-б - по кольцевым секторам с зацепными заплечиками, в-в - по кольцевым секторам в крышке корпуса.

Скважинный отсекатель на фиг. 1 включает пакер на фиг. 2 с обратным клапаном 1 и установочным патрубком 2 для закрепления пакера в муфте 3 эксплуатационной колонны скважины, ведущую трубу 4, хвостовик 5, установленные на подъемной колонне 6, фланец 7, установленный в фонтанной арматуре между трубной головкой 8 и фонтанной елкой 9.

Пакер на фиг. 2 имеет трубчатую вилку 10, установленную в пазы корпуса 11, расположенные между его нижней ступенью 12 и верхней ступенью 13. На тягах вилки 10 выполнены резьбовые выступы для ее соединения с распорным элементом 14. В верхней части распорного элемента 14 выполнена внутренняя резьба с расточкой, обеспечивающей свободный ход вилки 10 в распорном элементе 14 под действием пружины 15. Распорный элемент 14 установлен на нижней ступени корпуса 12 и сопряжен по конической поверхности с уплотнителем 16. На нижней ступени корпуса 12 по конической резьбе установлено на уплотнитель 16 трубчатое седло 17. В седле 17 выполнены конические расточки и во внутренние канавки установлены манжеты для уплотнения обратного клапана 1, хвостовика 5. Кольцевые сектора 18 имеют зацепные заплечики и размещены на установочном патрубке 2 между тягами вилки 10. Кольцевые сектора 18 соединены винтами 19 с клапаном 20, установленным в проходном канале установочного патрубка 2, при этом зацепные заплечики секторов 18 размещены в окнах верхней ступени корпуса 13 и образуют клиновую пару с трубчатой частью вилки 10. Кольцевые сектора 21 имеют наружную канавку под пружинное кольцо 22 и установлены вместе с ним в расточке крышки корпуса 23. В исходном положении пружинное кольцо 22 прижимает кольцевые сектора 21 к трубчатой части вилки 10.

Обратный клапан 1 выполнен в виде полого цилиндра и состоит из двух частей, свинченных с упором торец в торец. В одной из них, со сферической торцовой поверхностью, выполнена расточка с канавками под уплотнительные кольца, в другой со стороны торца выполнены сквозные отверстия для сообщения полости обратного клапана со скважинной средой. В полости обратного клапана 1 в расточку с уплотнительными кольцами установлен плунжер 24 с внутренними перепускными каналами, коническим выступом для ограничения выхода наконечника 25 плунжера 24 под действием пружины 26. Геометрия полости обратного клапана 1 и расстояние между входными, выходными перепускными каналами плунжера 24 обеспечивают сообщение полости клапана с проходным каналом пакера при взаимодействии хвостовика 5 с плунжером 24. Наконечник плунжера 25 связан резьбовым соединением с плунжером 24 и имеет заходную коническую головку.

Установочный патрубок 2, хвостовик 5 соединены в нижней части с замком 27, который имеет скобы 28, установленные в соосные окна корпуса замка 27 с возможностью их замыкания - размыкания наконечника плунжера 25 при взаимодействии с клиновыми выступами кольца 29 и с конусной расточкой седла 17. Кольцо 29 с пружиной 30 установлено в корпусе замка 27, при этом клиновые выступы кольца 29 взаимодействуют со скобами 28.

Ведущая труба 4 концентрично размещена в кожухе 31 и соединена с ним переводниками. Переводники на наружной поверхности имеют три резьбовых выступа для соединения с кожухом 31, выступы переводников в собранной ведущей трубе 4 расположены напротив друг друга. Выступы на переводниках расположены через 120^o, ширина выступов выполнена из расчета проводки между ними кабеля токоподвода 32. Кабель 32 разобщен от скважинной среды в ведущей трубе 4 сальниковым узлом уплотнения 33, который герметизирует кольцевое пространство и жилы кабеля манжетами нажимного действия. Внутренние резьбы в кожухе выполнены достаточной длинны для возвратно-поступательного перемещения кожуха 31 относительно ведущей трубы 4 при проводке между ними кабеля токоподвода 32. Фланец 7 соединен независимыми шпильками (на чертеже не показаны) с трубной головкой 8 и фонтанной елкой 9, в расточке фланца 7 установлена манжета 34 для уплотнения кожуха 31. В хвостовике 5 по концам выполнены циркуляционные окна и присоединительные резьбы для соединения хвостовика 5 с замком 27 и скважинным насосом 35.

Скважинный отсекатель устанавливается и работает следующим образом.

В скважину на подъемной колонне 6 спускается пакер с обратным клапаном 1 на установочном патрубке 2, который связан с элементами якорного узла 18 винтами 19 и замком 27 с обратным клапаном 1. При подходе пакера к заданному интервалу установки спуск прекращается и в колонне 6 создается перепад давления, необходимый для среза винтов 19. При срезе винтов 19 клапан 20 перемещается вниз, кольцевые сектора 13 освобождаются и за счет свободного хода вилки 10 под действием пружины 15 кольцевые сектора 18 расклиниваются и прижимаются зацепными заплечиками к стенке эксплуатационной колонны скважины. При последующем спуске пакера в скважину зацепные заплечики секторов 18 гарантировано устанавливаются в муфте 3 между торцами труб эксплуатационной колонны, замыкаются в ней вилкой 10, которая под действием установочного патрубка 2 от разгрузки колонны 6 на сектора 18 перемещается вниз и взаимодействует с распорным элементом 14. Распорный элемент 14 прижимает уплотнитель 16 к эксплуатационной колонне 6 и герметично перекрывает затрубное пространство скважины. В конце хода вилки 10 кольцевые сектора 21 под действием пружинного кольца 22 фиксируют торец вилки 10 в крышке корпуса 23. При подъеме колонны 6 обратный клапан 1 перемещается в седле 17 до тех пор, пока скобы 28 при взаимодействии с конической расточкой седла 17 и с клиновыми выступами кольца 29 не освободят наконечник 25 плунжера 24, после этого патрубок 2 выходит из проходного канала пакера. Скважина разобщена на две автономные зоны. В скважину спускают электроцентробежный насос 35 в сборе с хвостовиком 5, замком 27. Перед входом хвостовика 5 в проходной канал пакера на трубную головку 8 устанавливают фланец 7, на подъемную колонну 6 ведущую трубу 4 в сборе с фонтанной елкой 9, пропускают кабель токоподвода 32 между ведущей трубой 4 и ее кожухом 31, выводят его из кабельного ввода фонтанный елки 9, устанавливают сальниковый узел уплотнения 33, герметизируя в нем жилы кабеля 32. Устанавливают фонтанную елку 9 на фланец 7, при этом хвостовик 5 выводит обратный клапан 1 из седла 17, фиксируя замком 27 наконечник плунжера 25, и сообщает продуктивный пласт скважины с приемом насоса 35 через циркуляционные окна и внутренний проходной канал хвостовика 5. Обустраивают устье скважины под эксплуатацию и запускают ее в работу. При необходимости сменить насос 35 отключают кабель токоподвода 32, отсоединяют фонтанную елку 9 от фланца 7, демонтируют наземные трубопроводы, поднимают фонтанную елку 9 на фиксированную высоту, при этом обратный клапан 1 установится в седле 17 и разъединится с хвостовиком 5, кожух 31 герметично сопряжен с манжетой 34, стравливают избыточное давление в надпакерной зоне скважины, поднимают насос 35 в сборе с хвостовиком 5 из скважины.

Таким образом, предлагаемая конструкция скважинного отсекателя повышает его надежность отключения продуктивного пласта от скважины на время проведения в ней ремонта.

Скважинный отсекатель может быть изготовлен известными средствами и применен для работы с существующим оборудованием.

Все это свидетельствует о наличии промышленной применимости предлагаемой конструкции скважинного отсекателя.

Источники информации
1. Авт. св. СССР N 1543046 от 13.10.87 г. Б. А. Кирш, М. Р. Алиев. Всесоюзный Нефтяной Научно-Исследовательский институт по Технике Безопасности. Пакер.

2. Авт. св. СССР N 1221324 от 11.01.83 г. М. Н. Ромашев, В. А. Хроликов, В. В. Кореляков. Центральная лаборатория научно-исследовательских и опытных работ. Производственное объединение "Куйбышевнефть". Пакер-отсекатель.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и предназначено для отключения продуктивного пласта от скважины. Отсекатель включает пакер с установочным патрубком и обратным клапаном, ведущую трубу, хвостовик, фланец, установленные на подъемной колонне и в фонтанной арматуре. Пакер имеет вилку, установленную тягами в пазы корпуса. Тяги вилки соединены с распорным элементом, размещенным на нижней ступени корпуса с уплотнителем. Трубчатое седло с уплотнительными элементами установлено на уплотнитель и соединено с нижней ступенью корпуса. Кольцевые сектора с зацепными заплечиками размещены на установочном патрубке и соединены винтами с клапаном, установленным в его проходном канале. Кольцевые сектора размещены в расточке крышки корпуса. Зацепные заплечики секторов размещены в окнах верхней ступени корпуса с возможностью их поперечного перемещения при сопряжении секторов с трубчатой частью вилки в процессе фиксации пакера в муфте эксплуатационной колонны замковым соединением. Кольцевые сектора фиксируют торец вилки при ее перемещении установочным патрубком с внутренними перепускными каналами, установленным концентрично в его полости. Установочный патрубок, хвостовик, соединены в нижней части с замком. Замок имеет скобы, установленные в соосные окна корпуса замка с возможностью замыкания-размыкания наконечника плунжера при их взаимодействии с клиновыми выступами подпружиненного кольца. Ведущая труба размещена в кожухе и соединена с ним переводниками с возможностью проводки между трубой и кожухом кабеля токоподвода с его изолированием от скважинной среды сальниковым узлом уплотнения. Фланец установлен между трубной головкой и елкой фонтанной арматуры, соединен с ними независимыми связями, сопряжен с кожухом ведущей трубы уплотнительным элементом, установленным в расточке фланца. После спуска пакера в скважину срезают клапан в установочном патрубке. Расклинивают кольцевые сектора. Пакер приспускают. После установки пакера в скважину спускают электроцентробежный насос в сборе с хвостовиком. Устанавливают фонтанную елку на фланец. Циркуляционные окна в хвостовике сообщают продуктивный пласт скважины с приемом насоса. Повышается надежность работы отсекателя при проведении ремонта скважины без ее глушения задавочной жидкостью. 3 з. п. ф-лы, 6 ил.

1. Скважинный отсекатель, включающий пакер, в проходном канале которого размещен установочный патрубок, взаимодействующий с элементами якорного узла и обратным клапаном при фиксации пакера в муфте эксплуатационной колонны скважины, ведущую трубу, хвостовик, фланец, установленные на подъемной колонне и в фонтанной арматуре с возможностью управления обратным клапаном при перемещении подъемной колонны в замкнутом объеме скважины, отличающийся тем, что, с целью повышения надежности его в работе при проведении ремонта скважины без заглушения задавочной жидкостью, пакер имеет вилку, установленную тягами в пазы корпуса, расположенные между его ступенями, тяги вилки соединены с распорным элементом, размещенным на нижней ступени корпуса с уплотнителем, трубчатое седло с уплотнительными элементами, установленное на уплотнитель и соединенное с нижней ступенью корпуса, кольцевые сектора с зацепными заплечиками, размещенные на установочном патрубке и соединенные винтами с клапаном, установленным в его проходном канале, зацепные заплечики секторов размещены в окнах верхней ступени корпуса с возможностью их поперечного перемещения при сопряжении секторов с трубчатой частью вилки в процессе фиксации пакера в муфте эксплуатационной колонны, кольцевые сектора, установленные в расточке крышки корпуса с возможностью фиксирования торца вилки при ее перемещении установочным патрубком, обратный клапан выполнен в виде полого цилиндра и снабжен плунжером с внутренними перепускными каналами, установленным концентрично в его полости с возможностью сообщения полости обратного клапана с проходным каналом пакера при взаимодействии плунжера с хвостовиком, установочный патрубок, хвостовик, соединены в нижней части с замком, который имеет скобы, установленные в соосные окна корпуса замка с возможностью замыкания-размыкания наконечника плунжера при их взаимодействии с клиновыми выступами подпружиненного кольца, установленного в корпусе замка, или при их одновременном взаимодействии с клиновыми выступами подпружиненного кольца и с конической расточкой трубчатого седла, ведущая труба размещена в кожухе и соединена с ним переводниками с возможностью проводки между трубой и кожухом кабеля токоподвода с его изолированием от скважинной среды сальниковым узлом уплотнения, фланец установлен между трубной головкой и елкой фонтанной арматуры, соединен с ними независимыми связями, сопряжен с кожухом ведущей трубы уплотнительным элементом, установленным в расточке фланца. 2. Скважинный отсекатель по п. 1, отличающийся тем, что вилка имеет свободный ход относительно распорного элемента и между ее тягами выполнены наклонные лыски. 3. Скважинный отсекатель по п. 1, отличающийся тем, что герметизация обратного клапана в трубчатом седле выполнена по уплотнительным поверхностям второго, третьего порядка, сопряженных по типу металл-эластик, металл-металл. 4. Скважинный отсекатель по п. 1, отличающийся тем, что циркуляция скважинной среды через пакер ограничена поверхностями боковых окон на концах хвостовика и его внутренним проходным каналом.