Пакер входного модуля скважинного насоса с электрическим приводом Российский патент 2025 года по МПК E21B33/12 

Изобретение относится нефтегазодобывающей промышленности, а именно к пакерам, разобщающим внутрискважинное пространство и устанавливаемым на входе.

Известен противопесочный хвостовик (патент RU № 2783363, МПК Е21В 43/38, E21B 33/12, опубл. 11.11.2022 Бюл. № 32), содержащий нижнюю трубу с центральным каналом, нижний патрубок с противопесочными отверстиями, на котором установлено эластичное самоуплотняющееся средство, отводы, заглушку, тарелки, нижнюю муфту, верхний патрубок с противопесочными отверстиями, при этом нижний патрубок соединен с нижней трубой посредством нижней муфты, нижний патрубок соединен с верхним патрубком средней муфтой, тарелки установлены на верхний патрубок; верхняя труба соединена с верхним патрубком соединительной муфтой; верхняя труба выполнена с возможностью резьбового соединения с насосным оборудованием; с верхней трубой неразъемно соединены отводы с каналами; заглушка установлена в центральном канале верхней трубы с возможностью прохождения пластовой жидкости от центрального канала нижней трубы к центральному каналу верхней трубы и далее по каналам отводов, отличающийся тем, что отводы выполнены г-образными по отношению к верхней трубе, при этом каналы отводов верхней трубы направлены в сторону тарелок, заглушка установлена в верхней трубе на резьбе в ее центральном канале и имеет впадину под ключ, самоуплотняющееся средство состоит из нескольких эластичных самоуплотняющихся манжет; причем над, под и между эластичными самоуплотняющимися манжетами установлены промежуточные металлические детали, имеющие сквозные отверстия по центру, нижняя и средняя муфты выполнены с такой толщиной стенок, которая исключает проход через них отверстий промежуточных металлических деталей с возможностью закрепления эластичных самоуплотняющихся манжет на нижнем патрубке; к внутренней стенке каждой тарелки неразъемно присоединено через ребра центрирующее кольцо с возможностью центрирования тарелки относительно верхнего патрубка, эластичные самоуплотняющиеся манжеты выполнены в виде усеченного конуса, гибкие буртики которых выгнуты и направлены в сторону устья скважины.

Недостатками данного хвостовика являются сложность конструкции и, как следствие, высокая металлоемкость, большое пропускание механических примесей на начальном этапе работы, так как пока не скопится достаточно примесей сверх самоуплотняющихся манжет они будут пропускать жидкость с этими примесями, так как для обеспечения перетока жидкости снизу вверх давление снизу этих манжет должно быть выше, чем - сверху.

Известен также пакер для перекрытия внутренней полости колонны труб (патент на ПМ RU № 52911, МПК E21B 33/12, опубл. 27.04.2006 Бюл. № 12), включающий корпус с центральным каналом, верхним и нижним упором, между которыми зафиксирован уплотнительный элемент, имеющий утолщенную и тонкостенную раструбные части, последняя из которых образует с наружной стенкой корпуса полость, причем верхний упор выполнен с отверстиями, сообщающими полость с внешним пространством устройства, причем на наружной поверхности уплотнительного элемента выполнена самоуплотняющаяся манжета, пропускающая снизу вверх.

Недостатками данного хвостовика являются низкая надежность из-за отсутствия защиты от внешнего воздействия при спуске в скважину и при подъеме из нее, а также узкая область применения из-за невозможность использования для разобщения скважин ниже добывающего скважинного насоса, так как для обеспечения перетока жидкости снизу вверх давление снизу этих манжет должно быть выше, чем - сверху, что исключает прижатие манжеты этого пакера к стенкам скважины.

Наиболее близким по технической сущности является пакер (патент SU № 1571217, МПК E21B 33/12, опубл. 15.06.1990 Бюл. № 22), содержащий корпус с радиальными отверстиями, на котором размещены самоуплотняющиеся ограничительная манжета и рабочая манжета над ней, опорный стакан, установленное концентрично в корпусе седло под сбрасываемый с поверхности запорный орган и кожух, образующий с ограничительной манжетой и корпусом кольцевую камеру, причем, с целью повышения надежности работы пакера за счет возможности снижения потерь напора на преодоление гидравлических сопротивлений при пропуске флюида через пакер, он снабжен фиксирующими элементами, каждый из которых выполнен с выступом на конце, а корпус, дно опорного стакана и седло имеет радиальные и выполненные соосно каналы для размещения в них соответственно фиксирующих элементов и их выступов, при этом расстояния между верхним торцом опорного стакана и нижним торцом кожуха перед спуском пакера в скважину, между верхним торцом кожуха и нижней кромкой рабочей манжеты, расположенной над ограничительной манжетой, и между верхним торцом кожуха и нижней кромкой ограничительной манжеты определяются из соотношения:

,

где l₁ - расстояние между верхним торцом опорного стакана и нижним торцом кожуха перед спуском пакера в скважину, м;

1₂ - расстояние между верхним торцом кожуха и нижней кромкой рабочей манжеты, расположенной над ограничительной манжетой, м;

1₃ - расстояние между верхним торцом кожуха и нижней кромкой ограничительной манжеты, м.

Основным недостатком данного пакера являются сложность конструкции и, как следствие, высокая металлоемкость и низкая надежность в работе из-за большого количества подвижных точно регулируемых деталей.

Техническим результатом является создание простой и надежной конструкции пакера входного модуля скважинного насоса с электрическим приводом за счет отсутствия подвижных и сложных в изготовлении деталей и сохранением защиты от внешнего воздействия при спускоподъемных операциях за счет применения верхнего и нижнего жестких центраторов.

Техническим решением является пакер входного модуля скважинного насоса с электрическим приводом, включающий корпус с центральным каналом и радиальными отверстиями, на котором зафиксирована самоуплотняющиеся манжета, пропускающая сверху вниз.

Новым является то, что сверху и снизу от манжеты на корпусе установлены жесткие центраторы с наружным диаметром на 2-5 мм меньше минимального внутреннего диаметра обсадных труб, в которые спускают пакер, и на расстоянии 0,3-0,8 м от манжеты, радиальные отверстия выполнены выше верхнего центратора для перетока жидкости изнутри корпуса наружу при работе насоса, манжета изготовлена диаметром равным или большим до 3 мм минимального внутреннего диаметра обсадных труб и оснащена нижней наружной заходной фаской с углом при вершине 60-90° и минимальным диаметром, на 2-4 мм меньшим минимального внутреннего диаметра обсадных труб.

На фиг. 1 изображен общий вид пакера входного модуля насоса.

На фиг. 2 изображена схема расположения пакера входного модуля в скважине в продольном разрезе.

На фиг. 3 изображена самоуплотняющиеся манжета пакера входного модуля в продольном разрезе.

Пакер входного модуля скважинного насоса (электроцентробежный насос - ЭЦН, роторный насос - РН, героторный насос - ГРН или т.п.) с электрическим приводом, расположенным ниже насоса, включает в себя корпус 1 (фиг. 1 и 2) с центральным каналом 2 (фиг. 2) и радиальными отверстиями 3 (фиг. 1 и 2), на котором зафиксирована самоуплотняющиеся манжета 4, пропускающая сверху вниз. Сверху и снизу от манжеты 4 на корпусе 1 установлены соответствующие верхний 5 и нижний 6 жесткие центраторы с наружным диаметром d_ц (фиг. 2) на 2-5 мм меньше минимального внутреннего диаметра D_о.т. обсадных труб (показаны условно) (d_ц=D_о.т.-(2-5 мм)), в которые спускают пакер, и на расстоянии соответственно L₁ и L₂ 0,3-0,8 м от манжеты 4. Радиальные отверстия 3 (фиг. 1 и 2) выполнены выше верхнего центратора 5 для перетока жидкости изнутри корпуса наружу при работе насоса. Манжета 4 (фиг. 3) изготовлена диаметром D равным или большим до 3 мм минимального внутреннего диаметра D_о.т. (фиг. 2) обсадных труб (D=D_о.т.-(0-3 мм)) и оснащена нижней наружной заходной фаской 7 (фиг. 3) с углом при вершине α=60-90° и минимальным диаметром d на 2-4 мм меньшим минимального внутреннего диаметра D_о.т. (фиг. 2) обсадных труб (d=D_о.т.-(2-4 мм)).

Из практики определили, что использование верхнего 5 (фиг. 2) и нижнего 6 жестких центраторов с наружным диаметром d_ц на 2-5 мм меньше минимального внутреннего диаметра D_о.т. обсадных труб полностью исключает заклинивание пакера входного модуля насоса при спуске в скважину и подъеме из нее, при этом защищают манжету 4 от истирания о стенки 8 скважины. Размещение верхнего 5 (фиг. 2) и нижнего 6 жестких центраторов с диаметром d_ц на расстоянии соответственно L₁ и L₂ до 1 м от манжеты 4 позволяет защитить манжету 4 от истирания о стенки 8 скважины спуске в искривленные или горизонтальные скважины с минимальным радиусом кривизны (не показана) 30 м (то есть практически в любые скважины), расстояние соответственно L₁ и L₂ 0,3-0,8 м от манжеты 4 верхнего 5 и нижнего 6 жестких центраторов выбрано с учетом практического применения использования соединительных резьб 9 и 10 и отклонений при изготовлении и сборке пакера входного модуля насоса. Изготовление манжеты 4 (фиг. 3) диаметром D равным или большим до 3 мм минимального внутреннего диметра D_о.т. (фиг. 2) обсадных труб исключает истирание манжеты 4 при спуске в скважину о стенки 8 до размещения в интервале установки (не показан) выше продуктивного пласта (не показан), так как использование обсадных труб в обсадной колонне скважины с максимальной толщиной стенки (с минимальным внутреннем диаметром D_о.т. обсадных труб) только напротив пород скважины склонных к обрушению, что не превышает 2-4% от общей длины скважины, то есть для скважины длиной 1500 м участок с минимальным внутреннем диаметром D_о.т. обсадных труб не превышает 60 м. заходная фаска фаской 7 (фиг. 3) манжеты 4 с углом при вершине α=60-90° и минимальным диаметром d на 2-4 мм меньшим минимального внутреннего диаметра D_о.т. (фиг. 2) обсадных труб обеспечивает проход манжеты 4 даже в участки скважины с минимального внутреннего диаметра D_о.т. (фиг. 2). Угол при вершине α=60° (фиг. 3) значительно увеличивает размеры и, как следствие, массу манжеты 4 при практически нулевому эффективности прохода (снижению усилия прохождения) манжеты 4 участков скважины с минимальным внутренним диаметром D_о.т. (фиг. 2). Угол при вершине α=90° (фиг. 3) значительно увеличивает усилие прохождения (снижает эффективность) манжеты 4 участков скважины с минимальным внутренним диаметром D_о.т. (фиг. 2). Например, для по ГОСТ 632-80 обсадных труб диаметром 146 мм предусмотрена толщина стенок 6,5 до 10,7 мм, то есть минимальный внутренний диаметр D_о.т.=124,6 мм, поэтому диаметр манжеты 4 (фиг. 3) выбираем D=124,6-127,6 мм, минимальный диаметр заходной фаски 7 d=120,6-122,6 мм, а диаметр центраторов 5 (фиг. 2) и 6 d_ц=119,6-122,6 мм. Например, для по ГОСТ 632-80 обсадных труб диаметром 168 мм предусмотрена толщина стенок 7,3 до 12,1 мм, то есть минимальный внутренний диаметр D_о.т.=143,8 мм, поэтому диаметр манжеты 4 (фиг. 3) выбираем D=143,8-146,8 мм, минимальный диаметр заходной фаски 7 d=139,8-141,8 мм, а диаметр центраторов 5 (фиг. 2) и 6 d_ц=138,8-141,8 мм. Все эти параметры легко достигаются при изготовлении даже при соблюдении не жестких допусков, что упрощает и удешевляет изготовление.

Конструктивные элементы, технологические соединения, уплотнения и/или т.п., не влияющие на работоспособность пакера входного модуля скважинного насоса, на чертежах (фиг. 1 и 2) не показаны или показаны условно.

Пакер входного модуля скважинного насоса с электрическим приводом работает следующим образом.

На корпус 1 (фиг. 1) устанавливают самоуплотняющуюся манжету 4 так, чтобы она пропускала жидкость сверху вниз. Сверху и снизу манжеты 4 (например, при помощи резьб 9 и 10) устанавливают верхний 5 и нижний 6 жесткие центраторы с наружным диаметром d_ц (фиг. 2) на 2-5 мм меньше минимального внутреннего диаметра D_о.т. обсадных труб и на расстоянии соответственно L₁ и L₂ 0,3-0,8 м от манжеты 4. Доставляют собранный пакер входного модуля скважинного насоса к скважине для спуска в нее. Предварительно скважину шаблонируют (прогоняют шаблон необходимого диаметра для исключения заклинивания спускаемого в нее оборудования - диаметр шаблона определяют технологи), а интервал установки манжеты 4 стенок 8 скважины зачищают механическим или гидромеханическим скребком от внутренних отложений (на предварительные работы авторы не претендуют). Перед спуском в скважину снизу к корпусу 1 (например, по резьбе 11) присоединяют противопесочный фильтр 12 (показан условно) любой известной конструкции (авторы на это не претендуют), а сверху (например, по резьбе 13) - присоединяют к электродвигателю 14 (показан условно) электрического привода насоса любой известной конструкции (авторы на это не претендуют). Во время спуска пакера входного модуля с насосом на колонне лифтовых труб (колонна насосно-компрессорных труб (НКТ) или колтюбинг - не показаны) с параллельным питающим электрический привод кабелем (не показан) за счет заходной фаски 7 (фиг. 3) манжета 4 легко проходит сверху вниз по стенкам 8 (фиг. 2) скважины, при этом жидкость через противопесочный фильтр 12 центральный канал 2 и радиальные отверстия 3 перетекает из пространства скважины под манжетой 4 в пространство над манжетой 4. После размещения манжеты 4 в интервале установки выше продуктивного пласта устье скважины герметизируют (герметизатром устья с устьевой обвязкой любой известной конструкции) без дополнительных технологических операций, по кабелю подают электрическую энергию, запуская в работу электрический привод с насосом. В результате насос откачивает жидкость из пространства выше манжеты 4, уровень жидкости выше манжеты 4 снижается (снижая давление), создавая перепад давлений выше и ниже манжеты 4, что приводит в плотному и герметичному прижатию манжеты 4 к стенке 8 скважины и перетоку жидкости с продукцией пласта из пространства ниже манжеты 4 через противопесочный фильтр 12 центральный канал 2 и радиальные отверстия 3 перетекает в пространство над манжетой 4 и далее на вход насоса для перекачки по лифтовой колонне труб на поверхность. При этом скважинная жидкость очищается от механических частиц в противопесочном фильтре 12, а остатки, не отделенные в противопесочном фильтре 12, оседают на манжету 4 сверху, выходя из радиальных отверстий 3 и теряя скорость.

Для извлечения насоса и пакера входного модуля по кабелю прекращают подачу электрической энергии, устье скважины разгерметизируют и все скважинное оборудование на колонне лифтовых труб поднимают на поверхность. При этом манжета 4, пропуская жидкость сверху вниз также пропускает и осажденные сверху механические примеси, которые осаждаются на забой (не показан) скважины, не создавая аварийных ситуаций без дополнительных технологических операций.

Предлагаемый пакер входного модуля скважинного насоса с электрическим приводом прост и надежкн как в изготовлении, так и в применении за счет отсутствия подвижных и сложных в изготовлении деталей, при этом сохраняет защиту от внешнего воздействия (истирания) манжеты при спускоподъемных операциях за счет применения специально установленных верхнего и нижнего жестких центраторов.

Изобретение относится нефтегазодобывающей промышленности, а именно к пакерам, разобщающим внутрискважинное пространство и устанавливаемым на входе. Пакер входного модуля скважинного насоса с электрическим приводом включает корпус с центральным каналом и радиальными отверстиями, на котором зафиксирована самоуплотняющаяся манжета, пропускающая сверху вниз. Сверху и снизу от самоуплотняющейся манжеты на корпусе установлены жесткие центраторы с наружным диаметром на 2-5 мм меньше минимального внутреннего диаметра обсадных труб, в которые спускают пакер, и на расстоянии 0,3-0,8 м от самоуплотняющейся манжеты. Радиальные отверстия выполнены выше верхнего жесткого центратора для перетока жидкости изнутри корпуса наружу при работе насоса. Самоуплотняющаяся манжета изготовлена диаметром, равным или большим до 3 мм минимального внутреннего диаметра обсадных труб, и оснащена нижней наружной заходной фаской с углом при вершине 60-90 градусов и минимальным диаметром, на 2-4 мм меньшим минимального внутреннего диаметра обсадных труб. Технический результат заключается в обеспечении простой и надежной конструкции пакера с сохранением защиты от внешнего воздействия при спускоподъемных операциях. 3 ил.

Пакер входного модуля скважинного насоса с электрическим приводом, включающий корпус с центральным каналом и радиальными отверстиями, на котором зафиксирована самоуплотняющаяся манжета, пропускающая сверху вниз, отличающийся тем, что сверху и снизу от самоуплотняющейся манжеты на корпусе установлены жесткие центраторы с наружным диаметром на 2-5 мм меньше минимального внутреннего диаметра обсадных труб, в которые спускают пакер, и на расстоянии 0,3-0,8 м от самоуплотняющейся манжеты, радиальные отверстия выполнены выше верхнего жесткого центратора для перетока жидкости изнутри корпуса наружу при работе насоса, самоуплотняющаяся манжета изготовлена диаметром, равным или большим до 3 мм минимального внутреннего диаметра обсадных труб, и оснащена нижней наружной заходной фаской с углом при вершине 60-90° и минимальным диаметром, на 2-4 мм меньшим минимального внутреннего диаметра обсадных труб.