РОССИЙСКАЯ ФЕДЕРАЦИЯ ФЕДЕРАЛЬНАЯ СЛУЖБА ПО ИНТЕЛЛЕКТУАЛЬНОЙ СОБСТВЕННОСТИ, ПАТЕНТАМ И ТОВАРНЫМ ЗНАКАМ

(19) RU (11) 2 295 625 (13) C2 (51) МПК E21B 33/128 (2006.01)

(54) ПАКЕР МЕХАНИЧЕСКИЙ ДЛЯ СКВАЖИНЫ С ОДНИМ ИЛИ НЕСКОЛЬКИМИ ПЛАСТАМИ

Изобретение относится к технике и технологии добычи углеводородов и может быть применено для разобщения межтрубного пространства в насосной, фонтанной, газлифтной или нагнетательной скважине с одним или несколькими эксплуатационными объектами - пластами.

Известен в качестве аналога пакер механический (Патент РФ на изобретение №2209927, 2003 г.), содержащий ствол с фигурным пазом, опору, уплотнительный элемент (манжету), конус, установленный с возможностью осевого перемещения относительно ствола, расположенную на стволе с возможностью осевого перемещения обойму, направляющие штифты, установленные в обойме, равномерно по ее окружности, шлипсы (плашки), подпружиненные относительно обоймы в радиальном направлении, кольцо, установленное в нижней части обоймы с возможностью радиального вращения относительно обоймы и жестко связанное с ней в осевом направлении.

Известен в качестве прототипа пакер механический (Патент РФ на изобретение №2148700, 2000 г.), содержащий ствол, фигурный паз с равномерно расположенными чередующимися продольными короткими и длинными участками, жестко связанную со стволом опору, расположенные под ней нажимной уплотнительный элемент и конус, установленный с возможностью осевого перемещения относительно ствола, расположенную с возможностью осевого перемещения обойму, направляющий штифт, размещенный в фигурном пазе, установленные в обойме, равномерно по ее окружности, шлипсы (плашки), подпружиненные относительно нее в радиальном направлении и выполненные в виде двуплечих рычагов. Пакер дополнительно содержит кодовую втулку, установленную на стволе ниже конуса с возможностью радиального вращения и осевого перемещения, а фигурный паз выполнен на наружной поверхности кодовой втулки, при этом обойма с помощью направляющих штифтов установлена на кодовой втулке, а шлипсы в нижней части выполнены с направляющими кулачками (центратором) с возможностью трения последних о стенки скважины и исключения радиального проворота обоймы со шлипсами в транспортном положении устройства. В данной конструкции плашки могут поломаться, как при посадке пакера, так и при его срыве, в частности, в наклонных скважинах, в случае накопления грязи или попадания в них постороннего предмета или нарушения их центровки. Также имеется большая вероятность заклинивания кодовой (вращающейся) втулки в центраторе или его стопора в виде несвободного пальца в фигурном пазе ствола, вследствие чего пакер будет в скважине неработоспособен. Этот пакер срабатывает только от заданного осевого перемещения ствола относительно центратора и не предусматривается возможность его посадки в скважине дополнительно от осевого вращения ствола. Кроме этого, плашки пакера, во всех случаях, отделены от конуса, из-за чего нарушается центровка движения плашек при вводе под ними конуса, что в свою очередь снижает надежность работы пакера. Главным этот пакер не имеет кабельного ввода для спуска его выше насоса - ЭЦН, а также неприемлем для управления кабельных скважинных устройств (клапанов, регуляторов и пр.) при одновременно-раздельной эксплуатации нескольких пластов одной насосной, нагнетательной, фонтанной или газлифтной скважиной.

Целью изобретения является повышение эффективности и функциональности работы пакера в насосной, нагнетательной, фонтанной или газлифтной скважине с одним или несколькими пластами.

Положительный эффект от применения пакера в скважинах заключается в сокращении количества аварий и увеличении его срока службы, в росте межремонтного периода скважин и соответственно увеличения добычи флюида, в повышении коэффициента использования негерметичных насосных скважин, а также в расширении области его применения и регулирования кабельных устройств в работы нескольких пластов одной скважины при одновременно-раздельной (ОРЭ) или поочередной (ПЭ) эксплуатации.

Технический результат достигается за счет предотвращения преждевременного срабатывания пакера в процессе его спуска в скважину, а также снижения вероятности заклинивания пакера при его посадке и извлечении из ствола скважины, а главное, обеспечения прохождения кабеля под манжетами по всей длине ствола для соединения его под пакером с двигателем насоса или с одним или несколькими кабельными устройствами (клапанами, регуляторами, расходомерами и пр.) при одновременно-раздельной эксплуатации нескольких пластов одной нагнетательной, фонтанной, газлифтной или насосной скважиной.

Цель изобретения достигается тем, что стопор в подвижном центраторе выполнен в виде свободного шара, ограниченного либо расположенными над и/или под ним подпружиненными элементами, либо действием магнитного поля и имеющего возможность осевого вращения и кольцевого перемещения по фигурному пазу, состоящему из замкнутой или незамкнутой и прямолинейной, соединенных между собой глухих лабиринтных прорезей, на поверхности ствола выполнен, по меньшей мере, один продольный глухой канал, в котором размещен и уплотнен под манжетами силовой кабель, при этом плашки снизу взаимосвязаны с плашкодержателем, а сверху - с конусом, причем на поверхности ствола имеется фиксирующая канавка для плашкодержателя, на теле которого выполнены, по крайней мере, два - продольный и радиальный - сквозных канала, соединенных между собой, причем в радиальном канале размещен фиксатор в виде шара, а в продольном канале установлен подпружиненный стержень переменного диаметра с возможностью перемещения и освобождения шара из фиксирующей канавки ствола при упоре плашкодержателя в подвижный центратор для срабатывания пакера. Плашкодержатель и/или подвижный центратор могут быть оснащены, по меньшей мере, по одному внутреннему центрующему элементу в виде пальца или шара, или винта и под ними на поверхности ствола выполнен продольный глухой паз для исключения возможности вращения механического якоря и/или подвижного центратора при их продольном перемещении относительно ствола. Пакер снизу и/или сверху может быть оснащен шарнирным устройством для удобства соединения его с насосом или трубой при спуске в скважину. Ствол может быть снабжен гидравлическим якорем. Ствол выполнен с концентричным или эксцентричным осевым каналом. Продольный глухой канал и/или силовой кабель или его жилы под манжетами гуммирован или заполнен герметизирующим элементом или составом, или компонентом.

В целом вышеназванные решения повышают работоспособность, функциональность и надежность пакера при его внедрении в скважинах.

На фиг.1, 2 приводится общий вид пакера; на фиг.3, 4, 5 - ряд вариантов вида "А" по фиг.1, 2; на фиг.6 - ряд вариантов вида "Б" по фиг.1, 2; на фиг.7 - вариант пакера в скважине.

Пакер (см. фиг.1, 2) включает в себя ствол 1, снабженный гидравлическим якорем 2. На поверхности ствола 1 выполнен, по меньшей мере, один фигурный паз 3 (может быть и два паза для точности центровки ствола 1) и установлен на нем снизу вверх подвижный центратор 4 с внутренним стопором (свободным шаром 5), механический якорь, состоящий из плашкодержателя 6, плашек 7 и конуса 8, манжеты 9 и регулировочная гайка 10. Стопор в подвижном центраторе 4 размещен либо в виде свободного шара 5 (см. фиг.3-5), ограниченного либо расположенными над и/или под ним подпружиненными элементами 11, 12, либо действием магнитного поля 13 (см. фиг.5). При этом свободный шар 5 имеет возможность осевого вращения и кольцевого перемещения по фигурному пазу 3, состоящему из замкнутой или незамкнутой (см. фиг.3) и прямолинейной (см. фиг.2), соединенных между собой глухих лабиринтных прорезей. Причем замкнутая (или незамкнутая) глухая лабиринтная прорезь служит для спуска пакера и исключения его срабатывания в процессе спускоподъемных операций колонны труб, а прямолинейная глухая лабиринтная прорезь предназначена для посадки пакера.

На поверхности ствола 1 выполнен, по меньшей мере, один продольный глухой канал 14 (может быть и два канала 14 при наличии второго кабеля для ОРЭ), в котором размещен силовой кабель или его жилы 15 и уплотнен под манжетами 9 (см. фиг.1).

Для повышения надежности работы механического якоря его плашки 7 снизу взаимосвязаны с плашкодержателем 6, а сверху - с конусом 8. На поверхности ствола 1 также имеется фиксирующая канавка 16 (см. фиг.6) для плашкодержателя 6, на теле которого выполнены, по крайней мере, два (может быть и больше для точности центровки) - продольный 17 и радиальный 18 - сквозных канала, соединенных между собой. При этом в радиальном канале 18 над фиксирующей канавкой 16 ствола 1 размещен фиксатор в виде шара 19, а в продольным канале 17 над шаром 19 установлен подпружиненный стержень 20 переменного диаметра с возможностью перемещения и освобождения шара 19 из фиксирующей канавки 16 ствола 1 при упоре плашкодержателя 6 в подвижный центратор для срабатывания пакера.

Плашкодержатель 6 и/или подвижный центратор 4 (см. фиг.1, 2, 6) могут быть оснащены, по меньшей мере, по одному (может быть и два, с противоположных сторон) внутреннему центрующему элементу 21 (для плашкодержателя 6) и/или 22 (для центратора 4) в виде пальца или шара, или винта, и под ними на поверхности ствола 1 выполнен продольный глухой паз 23 для исключения возможности вращения механического якоря и/или подвижного центратора при их продольном перемещении относительно ствола 1.

Пакер снизу и/или сверху может быть оснащен шарнирным (герметичным) устройством 24 (см. фиг.1) для удобства соединения его с насосом (в том числе с трубой, узлом и пр.) при спуске в скважину.

Ствол 1 может быть соединен с гидравлическим якорем 2 через патрубок или трубу 25 (см. фиг.1) для удобства направления кабеля 15 через продольный глухой канал 14 ствола 1 (в том числе и гидравлического якоря 2) пакера.

При использования пакера 27 в составе скважинной установки (см. фиг.7) он сверху или снизу может быть оснащена насосом 28 (например, УЭЦН, состоящим из двигателя ПЭД с силовым кабелем, насоса ЭЦН и приема насоса, и пр.), без или с кожухом 29 (для изменения направления потока), спущенным выше или ниже пласта 30, 31, 32, и узлами 33, 34 в виде скважинной камеры и/или клапана, или струйного насоса, или инжектора, или сваба, для освоения пласта (пластов) скважины до запуска насоса 28 и/или стравливания свободного газа из подпакерного пространства в трубную полость при осложненных условиях эксплуатации скважины. Установка также может быть оснащена дополнительным пакером 35 (например, механического или гидравлического, или гидромеханического действия) для разобщения сверху и снизу негерметичности ствола в насосной скважине или для одновременно-раздельной эксплуатации нескольких пластов 30, 31, 32 одной насосной или фонтанной, или нагнетательной скважины. В установке пакер 27 сверху и/или снизу может быть соединен с узлами 33, 34 в виде регулятора давления или расхода, или же дискретного штуцера, и/или расходомера или дебитометра, или манометра, для управления и/или замера параметров пласта скважины или пластов одной скважины при одновременно-раздельной эксплуатации. Также в установке между двумя пакерами 27, 35 может быть установлено телескопическое соединение 36 (для надежности и последовательности срыва пакеров 27, 35 при их извлечении из скважины) и/или скважинная камера с глухой пробкой или клапаном, или регулятором, штуцером, или расходомером, или манометром (для исследования или эксплуатации пластов скважины).

Пакер (фиг.1, 2) в скважине работает следующим образом. Его спускают на требуемую глубину (см. фиг.7).

При спуске ход ствола 1 относительно центратора 4 в замкнутой прорези (см. фиг.3) фигурного паза 3 находится в заданном диапазоне (например, в пределах 250-300 мм). После завершения спуска приподнимают колонну труб 37 на расстояние, обеспечивающее движение ствола 1 вверх, например 150 мм, а затем разгружают колонну труб 37 для посадки пакера. При этом ствол 1 дополнительно перемещается вниз в прямолинейной прорези (см. фиг.2) фигурного паза 3 и его плашкодержатель 6 упирается сверху в центратор 4. С этого момента подпружиненный стержень 20 приподнимается вверх и над шаром 19 располагается меньшего диаметра стержень 20. При этом шар 19 выходит из фиксации с канавкой 16 (см. фиг.6) и ствол 1 с конусом 8 относительно плашкодержателя 6, плашек 7 и центратора 4 перемещается вниз. Далее, конус 8 входит под плашки 7 и внедряет их в ствол скважины. После этого от заданной нагрузки срезаются винты 26 конуса 8, а затем уплотнительные манжеты 9 деформируются и упираются в ствол скважины, разобщая две полости между собой и герметизируя силовой кабель 15 в канавках 14. Для извлечения пакера колонну труб 37 приподнимают и обеспечивают перемещение ствола 1 на расстояние не менее 500 мм.

Посадка пакера в зависимости от исполнения фигурного паза 3 может быть также от вращения колонны труб 37. При этом шар 5 переходит из незамкнутой прорези в прямолинейную прорезь фигурного паза 3 ствола 1, тем самым обеспечивая посадку пакера.

В установке пакер 15 или пакера 15, 35 (см. фиг.7) позволяют изолировать негерметичность ствола насосной скважины, управлять клапаном, например отсекателем или регулятором, а также осуществлять на поверхности скважины замеры физических параметров потока пласта, а главное - управлять и регулировать параметры каждого пласта скважины при ОРЭ.

Формула изобретения

1. Пакер механический для скважины с одним или несколькими пластами, включающий ствол с выполненным на его поверхности фигурным пазом и установленные на нем снизу вверх подвижный центратор с внутренним стопором, механический якорь, состоящий из плашкодержателя, плашек и конуса, манжеты и регулировочную гайку, отличающийся тем, что стопор в подвижном центраторе выполнен в виде свободного шара, ограниченного либо расположенными над и/или под ним подпружиненными элементами, либо действием магнитного поля и имеющего возможность осевого вращения и кольцевого перемещения по фигурному пазу, состоящему из замкнутой или незамкнутой и прямолинейной соединенных между собой глухих лабиринтных прорезей, на поверхности ствола выполнен, по меньшей мере, один продольный глухой канал, в котором размещен и уплотнен под манжетами силовой кабель, при этом плашки снизу взаимосвязаны с плашкодержателем, а сверху - с конусом, причем на поверхности ствола имеется фиксирующая канавка для плашкодержателя, на теле которого выполнены, по крайней мере, два - продольный и радиальный - сквозных канала, соединенных между собой, причем в радиальном канале размещен фиксатор в виде шара, а в продольном канале установлен подпружиненный стержень переменного диаметра с возможностью перемещения и освобождения шара из фиксирующей канавки ствола при упоре плашкодержателя в подвижный центратор для срабатывания пакера.

2. Пакер по п.1, отличающийся тем, что плашкодержатель и/или подвижный центратор оснащены, по меньшей мере, по одному внутреннему центрующему элементу в виде пальца, или шара, или винта и под ними на поверхности ствола выполнен продольный глухой паз для исключения возможности вращения механического якоря и/или подвижного центратора при их продольном перемещении относительно ствола.

3. Пакер по п.1 или 2, отличающийся тем, что он снизу и/или сверху оснащен шарнирным устройством для удобства соединения его с насосом или трубой при спуске в скважину.

4. Пакер по п.1 или 2, отличающийся тем, что ствол снабжен гидравлическим якорем.

5. Пакер по п.1, отличающийся тем, что ствол выполнен с концентричным или эксцентричным осевым каналом.

6. Пакер по п.1, отличающийся тем, что продольный глухой канал, и/или силовой кабель, или его жилы под манжетами гуммирован или заполнен герметизирующим элементом, или составом, или компонентом.

ИЗВЕЩЕНИЯ

MM4A Досрочное прекращение действия патента из-за неуплаты в установленный срок пошлины за поддержание патента в силе

Дата прекращения действия патента: 15.04.2015

Дата публикации: 27.11.2015