Результат интеллектуальной деятельности: ДВУЯКОРНЫЙ МЕХАНИЧЕСКИЙ ПАКЕР

Изобретение относится к области горного дела, в частности к нефтедобывающей промышленности, и может быть использовано при эксплуатации нефтяных скважин.

Известен двуякорный механический пакер, содержащий вал, верхний и нижний якори с подпружиненными плашками, уплотнители, верхний и нижний конусы, фигурный паз, в последнем размещен палец нижнего якоря. На вале установлена втулка с возможностью осевого перемещения вдоль вала, на которой размещены нижний конус с возможностью осевого перемещения по ней, уплотнители и неподвижно верхний конус с возможностью взаимодействия с подпружиненными плашками верхнего якоря, имеющего ограничения в осевом перемещении. На вале выполнена цанга, препятствующая перемещению втулки в сторону верхнего якоря, снабженной канавкой с возможностью размещения в ней одного конца цанги, и закрепленная вторым ее концом на валу. На нижнем конусе выполнен уступ, ограничивающий расцепление цанги и канавки, и образована полость, обеспечивающая возможность расцепления цанги с канавкой (Патент RU №84052 U1. Двуякорный механический пакер. - МПК: E21B 33/12. - 27.06.2009). Недостатком известного технического решения является низкая эффективность эксплуатации скважины из-за сложности удаления пакера из скважины.

Известен пакер, содержащий шток с пазом, переводник, прикрепленный к верхнему концу штока, установленный на штоке уплотнительный элемент, размещенные над уплотнительным элементом конус, верхний корпус с подпружиненными верхними плашками, размещенные под уплотнительным элементом конус, фиксатор, нижний корпус с подпружиненными планками и нижними плашками. Над уплотнительным элементом размещен кожух. Конус выполнен разрезным с возможностью радиального раскрытия и с внутренней радиальной выборкой. Верхний корпус имеет внутренний выступ. Часть штока, размещенная внутри верхних плашек и конуса разрезного, выполнена с верхним и нижним радиальными выступами, взаимодействующими соответственно с верхними плашками и конусом разрезным. Верхний корпус прижат к торцу переводника пружиной, размещенной между внутренним выступом верхнего корпуса и верхним радиальным выступом штока с возможностью осевого перемещения вниз по отношению к штоку. Нижний радиальный выступ штока размещен внутри радиальной выборки конуса разрезного, концевая часть которого размещена между радиальными выступами штока, находится в зацеплении с ними и имеет возможность взаимодействия с верхними плашками при перемещении штока. Расстояние деформации пружины внутри верхнего корпуса не менее расстояния перемещения верхних плашек до зацепления со стенками скважины. Зазор между взаимодействующими торцами нижнего радиального выступа штока и внутренней радиальной выборкой конуса разрезного не более зазора между взаимодействующими торцами верхнего радиального выступа штока и концевой частью конуса разрезного (Патент RU №2120023 С1. Пакер. - МПК⁶: Е21В 33/12. - 10.10.1998). Недостатком известного технического решения является сложность удаления пакера из скважины, снижающая эффективность эксплуатации скважин.

Наиболее близким аналогом, принятым за прототип, является механический пакер, состоящий из полого шпинделя с установленными на его концах верхним и нижним переводниками и верхним и нижним плашкодержателями, в каждом из которых размещены плашки с конусными поверхностями, обращенными к шпинделю. Верхний плашкодержатель подпружинен относительно верхнего переводника, а нижний установлен на затворе с фигурным пазом, расположенным на нижнем переводнике. Между плашкодержателями на шпинделе установлен ствол с верхним и нижним конусами, выполненными с возможностью контакта с конусными поверхностями соответствующих плашек и их отклонения в радиальном относительно оси шпинделя направлении. Между конусами на стволе размещены манжеты. Нижний плашкодержатель снабжен подпружиненным относительно него центратором пакера. Нижний переводник снабжен пальцем, установленным в фигурном пазу затвора с возможностью перемещения по нему (Патент RU №52082 U1. Пакер механический. - МПК: Е21В 33/12. - 10.03.2006).

Недостатком известного пакера является сложность удаления его из скважины, что снижает эффективность скважин.

Основной задачей, на решение которой направлено заявляемое изобретение, является повышение эффективности эксплуатации скважин путем повышения герметичности разобщения межтрубного пространства механическими пакерами, спускаемыми в скважину на колонне насосно-компрессорных труб, и надежности подъема их из скважины.

Техническим результатом является повышение герметичности разобщения межтрубного пространства механическими пакерами и надежности подъема их из скважин.

Указанный технический результат достигается тем, что в известном двуякорном механическом пакере, содержащем шпиндель, установленные на нем верхний и нижний якоря со стопорными плашками и разжимающими их конусами, муфту, в которой выполнена расточка, соединенную с конусом верхнего якоря, временно закрепленного на шпинделе срезными штифтами, нижнюю гайку, соединенную с конусом нижнего якоря, между муфтой и нижней гайкой расположено кольцевое уплотнение, шпиндель верхним торцом соединен с переводником, на последнем установлена верхняя гайка, обойма верхнего якоря и верхняя гайка соединены между собой кожухом, внутри которого установлена пружина для нажима на торец обоймы верхнего якоря относительно переводника, стопорные плашки верхнего и нижнего якорей установлены в радиальных пазах обоймы и подпружинены в направлении шпинделя с помощью плоских пружин, в обойме нижнего якоря дополнительно установлены подпружиненные фрикционные плашки, под которой выполнен лабиринтный паз, при этом обойма соединена с затвором, в последнем размещен плавающий палец телескопического замка, фиксирующего нижний якорь в транспортном или рабочем состоянии, согласно предложенному техническому решению,

на цилиндрической поверхности стопорных плашек верхнего якоря выполнены выступы, расположенные в окнах, выполненных в стенке обоймы, и по меньшей мере на половине количества стопорных плашек выполнены насечки с упорным профилем для зацепления якоря со стволом скважины с возможностью продольного и радиального перемещения выступов плашек в окнах обоймы, а другая часть стопорных плашек выполнена с возможностью скольжения по стволу скважины, выступы которых расположены в окнах обоймы с возможностью радиального перемещения;

на стопорных плашках с возможностью скольжения по стволу скважины выполнены насечки с профилем равнобедренного треугольника;

насечки с равнобедренным треугольным профилем выполнены с радиусным округлением вершин профиля;

на шпинделе выполнен выступ с возможностью перемещения в выточке муфты при сжатии пружины;

на шпинделе выполнена кольцевая канавка, в которой установлены сегментные сухари с возможностью перемещения во внутренней расточке конуса;

на нижней гайке выполнены гнезда под ключ.

Приведенный заявителем анализ уровня техники позволил установить, что аналоги, характеризующиеся совокупностями признаков, тождественными всем признакам заявленного двуякорного механического пакера, отсутствуют. Следовательно, заявляемое техническое решение соответствует условию патентоспособности «новизна».

Результаты поиска известных решений в данной области техники с целью выявления признаков, совпадающих с отличительными от прототипа признаками заявляемого технического решения, показали, что они не следуют явным образом из уровня техники. Из определенного заявителем уровня техники не выявлена известность влияния предусматриваемых существенными признаками заявляемого технического решения преобразований на достижение указанного технического результата. Следовательно, заявляемое техническое решение соответствует условию патентоспособности «изобретательский уровень».

Заявленное техническое решение может быть реализовано на любом предприятии машиностроения из общеизвестных материалов и принятой технологии и успешно использовано на нефтегазовых скважинах. Следовательно, заявляемое техническое решение соответствует условию патентоспособности «промышленная применимость».

На фиг.1 показан общий вид двуякорного механического пакера.

Двуякорный механический пакер содержит шпиндель 1, установленные на нем верхний якорь 2, нижний якорь 3 и кольцевое уплотнение 4. Шпиндель 1 верхней частью соединен с переводником 5, на котором с упором в торцовый буртик подвижно установлена верхняя гайка 6. Верхний якорь 2 включает установленные в его обойме по меньшей мере половину количества стопорных плашек 7, выполненных с насечками упорного профиля для зацепления якоря 2 со стволом скважины, на цилиндрической поверхности которых выполнены выступы 8, расположенные в окнах, выполненных в стенке обоймы, с возможностью продольного и радиального перемещения выступов в окнах обоймы якоря. Другая часть стопорных плашек 9 верхнего якоря 2 выполнена с возможностью скольжения по стволу скважины, выступы 10 которых расположены в окнах обоймы якоря 2 с возможностью радиального перемещения в окнах обоймы. С плашками 7 и 9 взаимодействует разжимающий их конус 11, соединенный с муфтой 12, в которой выполнена расточка 13. На стопорных плашках 9 выполнены насечки с профилем равнобедренного треугольника с радиусным округлением вершин профиля с возможностью скольжения по стволу скважины. Стопорные плашки 7 и 9 верхнего якоря 2 установлены в радиальных пазах обоймы и подпружинены в направлении шпинделя 1 плоскими пружинами 14. Обойма верхнего якоря 2 и верхняя гайка 6 соединены между собой кожухом 15, внутри которого установлена пружина 16 для нажима на торец обоймы верхнего якоря 2 переводником 5. Конус 11 верхнего якоря 2 временно закреплен на шпинделе 1 срезными штифтами 17. Нижний якорь 3 включает установленные в его обойме стопорные плашки 18, выполненные с насечками упорного профиля для зацепления якоря 3 со стволом скважины с возможностью радиального перемещения, взаимодействующие с разжимающим их конусом 19, соединенным с нижней гайкой 20. Стопорные плашки 18 нижнего якоря 3 установлены в радиальных пазах обоймы и подпружинены в направлении шпинделя 1 плоскими пружинами 21. В обойме нижнего якоря 3 дополнительно установлены подпружиненные фрикционные плашки 22. Кольцевое уплотнение 4 расположено между муфтой 12 и нижней гайкой 20. Под обоймой выполнен лабиринтный паз 23. Обойма нижнего якоря 3 соединена с затвором 24, в последнем размещен плавающий палец 25 телескопического замка, фиксирующего нижний якорь 3 в транспортном или рабочем состоянии. На шпинделе 1 выполнен выступ 26 с возможностью перемещения в расточке 13 муфты 12 при сжатии пружины 16 и кольцевая канавка, в которой установлены сегментные сухари 27 с возможностью перемещения в расточке 28, выполненной в конусе 19, при сжатии и разжиме стопорных плашек верхнего и нижнего якорей. На нижней гайке 20 выполнены гнезда 29 под ключ.

Двуякорный механический пакер работает следующим образом.

Пакер спускают в скважину на колонне насосно-компрессорных труб (НКТ). При этом плавающий палец 25 находится в коротком продольном канале лабиринтного паза 23, при котором нижний якорь 3 удерживается в транспортном состоянии и скользит фрикционными плашками 22 по стволу скважины. С достижением заданной глубины скважины НКТ выполняют определенные возвратно-поступательные перемещения, при которых плавающий палец 25 входит в длинный продольный канал лабиринтного паза 23 с возможностью перехода нижнего якоря 3 в рабочее состояние. С опусканием НКТ конус 19 входит в стопорные плашки 18, которые закрепляют нижний якорь 3 в стволе скважины. Затем НКТ продолжают опускать, для чего на шпиндель 1 прикладывается осевая нагрузка, с помощью которой передается усилие на сжатие кольцевого уплотнения 4 муфтой 12, которая сжимает кольцевое уплотнение с усилием, равным усилию среза срезных штифтов 17, с радиальным расширением в межтрубном пространстве скважины, при этом сегментные сухари 27 перемещаются в расточке 28 конуса 19. После среза срезных штифтов 17 переходник перемещает буртик 26 шпинделя 1 в расточке 13 муфты 12, сегментные сухари 27 продолжают перемещаться в расточке 28 конуса 19, и сжимает пружину 16, которая, в свою очередь, давит на обойму якоря 2 со стопорными плашками 7 и 9, последние надвигаются на конус 11 и раздвигаются до внедрения в ствол скважины. Кольцевое уплотнение 4 окончательно сжимается и радиальным расширением герметично разобщает межтрубное пространство скважины. Сжатое состояние кольцевого уплотнения 4 фиксируется плашками 7 и 9 верхнего якоря 2.

При подъеме пакера шпиндель 1 с помощью НКТ приподнимают, при этом стопорные плашки 7, выполненные с насечками упорного профиля, выступами 8 перемещаются вдоль окон обоймы верхнего якоря 2, а стопорные плашки 9, выступы 10 которых расположены в окнах обоймы якоря 2 с возможностью радиального перемещения, скользят насечками с профилем равнобедренного треугольника и радиусным округлением вершин профиля по стволу скважины, с одной стороны, и конусу 11 - с другой, смещаясь в радиальном направлении относительно шпинделя 1, ослабляя тем самым зацепление стопорных плашек 7 со стволом скважины. Пружина 16 позволяет резкими ударами страгивать стопорные плашки 7 и 9, особенно перед подъемом пакера из скважины после длительной эксплуатации. В результате конус 11 смещается, восстанавливая первоначальную форму кольцевого уплотнения 4, а конус 19 освобождает стопорные плашки 18 нижнего якоря 3. Подъемом шпинделя 1 плавающий палец 25 выходит из длинного продольного канала лабиринтного паза 23 телескопического замка, перемещаясь по короткому продольному пазу, переводит пакер из рабочего состояния в транспортное и в зависимости от характера проводимых работ позволяет перемещать пакер для последующей его установки на любых глубинах скважины.

Использование предложенного двуякорного механического пакера в нефтедобывающей промышленности позволит повысить герметичность разобщения межтрубного пространства при эксплуатации механических пакеров, спускаемых в скважину на колонне НКТ, и надежность подъема их из скважины, что значительно повысит эффективность эксплуатации скважин в соответствие с требованиями Правил охраны недр, утвержденных постановлением Госгортехнадзора РФ №71 от 06 июня 2003 г.