Результат интеллектуальной деятельности: ПАКЕР СКВАЖИННЫЙ НАБУХАЮЩИЙ

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, а именно к пакерам с разбухающими материалами, которые применяются для разобщения затрубного пространства скважины.

Известен пакер (патент на полезную модель RU №108095, МПК Е21В 33/12, опубл. Бюл. №25 от 26.05.2011), включающий полый ствол, установленный на стволе уплотнительный элемент из разбухающего в скважинных жидкостях эластомера, выполненный в форме полого цилиндра, один, по крайней мере, концевой участок которого имеет наружную коническую поверхность, упорные кольца, размещенные у концевых участков уплотнительного элемента и жестко связанные со стволом, и противоэкструзионную защиту уплотнительного элемента, выполненную в виде ступенчатой втулки и взаимодействующей с ней кольцевой цилиндрической манжеты из ненабухающей резины, установленных на стволе между упорным кольцом и концевым участком уплотнительного элемента, имеющим наружную коническую поверхность. Один из концевых участков манжеты имеет внутреннюю коническую поверхность, взаимодействующую с наружной конической поверхностью концевого участка уплотнительного элемента, а другой размещен во внутренней полости, образованной верхней ступенью втулки и стволом, при этом верхняя ступень выполнена тонкостенной с возможностью деформирования в радиальном направлении.

Недостатком данной конструкции пакера является то, что в процессе набухания кольцевой зазор будет перекрываться, тем самым ограничивая доступ жидкости набухания к эластомеру и препятствуя более полному уплотнению к стенкам скважины.

Наиболее близким по технической сущности и достигаемому техническому результату является якорь разбухающих пакеров (патент RU №2477365, МПК Е21В 33/12, Е21В 23/06, опубл. Бюл. №22 от 10.08.2013), содержащий цилиндрический полый корпус с установленными снаружи разбухающей манжетой, способной увеличиваться в объеме под воздействием по меньшей мере одной предварительно определенной текучей среды, и одним или двумя якорями, выполненными в виде соединенных с корпусом пакера пластин, которые снабжены снаружи насечками и выполнены с возможностью охвата снаружи соответствующих концов манжеты после ее набухания с фиксацией при этом относительно стенок скважины.

Недостатки данной конструкции пакера:

- прижатие якорей к стенкам скважины происходит напрямую от разбухающей манжеты, т.е. давление передается на каждую пластину в отдельности, вследствие чего прижатие может происходить неравномерно по периметру;

- по мере прижатия пластин якоря к стенкам скважины между ними образуются зазоры, в которые может затекать разбухающая манжета и деформироваться, в результате чего не будет надежной герметизации и прижатия к стенкам скважины;

- разбухающая манжета является аморфным материалом и со временем усилие прижатия якоря к стенке скважины будет ослабевать, и пакер будет негерметичным;

- уплотнение эластомера будет только на концевых участках, где имеется доступ к жидкости набухания, поэтому не будет достаточной герметизации.

Технической задачей предлагаемого пакера скважинного набухающего является создание конструкции, позволяющей надежно заякорить пакер в скважине, получить равномерное и максимальное прижатие набухающего элемента по всей длине эластомера, а также исключить вероятность ослабевания фиксации и прижатия пакера по истечении времени.

Техническая задача решается пакером скважинным набухающим, содержащим цилиндрический полый корпус с установленной снаружи разбухающей манжетой, способной увеличиваться в объеме под воздействием по меньшей мере одной предварительно определенной текучей среды, и одним или двумя якорями, выполненными в виде соединенной с корпусом пакера втулки с пластинами, которые снабжены снаружи насечками и выполнены с возможностью охвата снаружи соответствующих концов манжеты после ее набухания с фиксацией при этом относительно стенок скважины.

Новым является то, что между втулкой якоря и торцом манжеты установлен конусный толкатель, выполненный с возможностью продольного перемещения относительно корпуса в сторону втулки при набухании манжеты с расширением пластин до прижатия их к стенкам скважины, при этом манжета выполнена сборной, состоящей из нескольких частей, между которыми установлены кольцевые упоры, выполненные с возможностью продольного перемещения относительно корпуса при набухании манжеты, причем в толкателе выполнены отверстия, сообщающие пространство у торца манжеты с внутрискважинным пространством.

Кроме того, на одном или обоих торцах упора выполнена одна кольцевая выборка или несколько выборок, равномерно расположенных по площади торца, и продольные отверстия, сообщающиеся с выборками, причем выборки выполнены с возможностью сообщения с внутрискважинным пространством.

На фиг. 1 изображен пакер в транспортном положении с частичным осевым разрезом.

На фиг. 2 изображен якорный узел пакера (правая часть) в транспортном положении.

На фиг. 3 изображен якорный узел (правая часть) в рабочем состоянии после разбухания манжеты и фиксации к стенкам скважины.

На фиг. 4 изображен разрез А-А фиг. 2.

Пакер скважинный набухающий состоит из цилиндрического полого корпуса 1 (фиг. 1-3) с установленной снаружи разбухающей манжетой 2, способной увеличиваться в объеме под воздействием по меньшей мере одной предварительно определенной текучей среды, и одним или двумя якорями 3, выполненными в виде жестко соединенной с корпусом пакера втулки 4 с пластинами 5, которые снабжены снаружи насечками 6 (фиг. 2, 3) и выполнены с возможностью охвата снаружи соответствующих концов манжеты 2 после ее набухания с фиксацией при этом относительно стенок скважины 7. Между втулкой 4 якоря 3 и торцом манжеты 2 установлен конусный толкатель 8, выполненный с возможностью продольного перемещения относительно корпуса 1 в сторону втулки 3 при набухании манжеты 2 с расширением пластин 5 до прижатия их к стенкам скважины 7.

Кроме этого, в толкателях 8 (фиг. 2 и 3) для ускорения набухания манжеты 2 (за счет большей площади взаимодействия ее с жидкостью) могут быть выполнены отверстия 9, сообщающие пространство у торца манжеты 2 с внутрискважинным пространством 10. Манжета 2 выполнена сборной, состоящей из нескольких частей, между которыми установлены кольцевые упоры 11, выполненные с возможностью продольного перемещения относительно корпуса 1 для более равномерного набухания манжеты 2 по длине и толщине, осуществляя более качественную установку пакера за счет увеличения площади контакта манжеты 2 со скважинной жидкостью. Для ускорения времени установки пакера за счет более свободного доступа скважинной жидкости к манжете 2 на одном или обоих торцах упора 11 (фиг. 4) может быть выполнена одна кольцевая выборка 12 или несколько выборок 12, равномерно расположенных по площади торца упора 11. Для равномерного сообщения скважинной жидкостью близлежащих торцов частей манжеты 2 могут быть также выполнены продольные отверстия 13, сообщающиеся с кольцевыми выборками 12, причем они выполнены с возможностью сообщения с внутрискважинным пространством 10 через продольные выборки 14. Для равномерного сообщения скважинной жидкостью близлежащих торцов частей манжеты 2 (фиг. 1-3) после установки пакера (например, при прорыве пластовой жидкости в скважину в интервале установки пакера) или при герметичном заполнении выборок 12 (фиг. 4) и 13 на торцах материалом манжеты 2 (фиг. 2, 3) упор 11 изготавливают сборным, состоящим как минимум из двух кольцевых частей 15 и 16, негерметично прижатых торцами друг к другу для подвода скважинной жидкости. Для облегчения подвода жидкости между торцами кольцевых частей 15 и 16 один торец как минимум одной из кольцевых частей 15 и/или 16, обращенных к другой части упора 16 или 15, оснащен одной кольцевой выборкой или несколькими выборками (аналогичными выборкам 12 на фиг. 4), равномерно расположенными по площади этого торца 15 и/или 16 (фиг. 2 и 3), причем выборки выполнены с возможностью сообщения с внутрискважинным пространством, например, при помощи радиальных выборок (аналогичных выборкам 14 на фиг. 4). Для облегчения доступа жидкости к торцам частей манжеты 2 (фиг. 2 и 3) в кольцевых частях 15 и 16 упора 11 могут быть выполнены продольные отверстия (аналогичные отверстиям 13 на фиг. 4), сообщенные с выборками на торце или торцах частей 15 и 16. Устройство работает следующим образом.

Пакер в составе обсадной колонны спускают в заданный интервал скважины, где необходимо разобщить пласт. Через определенное время под воздействием внутрискважинной жидкости (вода или нефть) манжета 2, установленная снаружи полого корпуса 1, начинает увеличиваться в объеме. Сначала манжета 2 (фиг. 1-3) увеличивается в объеме в радиальном направлении, затем, прижавшись к стенкам скважины 7, начинает увеличиваться в осевом направлении, смещая при этом конусный толкатель 8 в сторону якоря 3. Смещаясь, конусный толкатель 8 скользит по ответной конусной поверхности пластин 5, жестко закрепленных по периметру на втулке 4 якоря 3, и плотно прижимает их к стенкам скважины 7 (см. фиг. 3). Чем дольше пакер находится в скважине, тем сильнее происходит заякоривание его относительно стенок скважины 7. Для исключения неравномерного прижатия манжеты 2 при большой длине (более 3 м) на корпусе 1 устанавливаются кольцевые упоры 11. Для того чтобы манжета 2 (толщиной более 5 мм) была сообщена с внутрискважинным пространством 11 и постоянно подпитывалась жидкостью, в конусном толкателе 8 могут быть выполнены отверстия 10. Для равномерного набухания по длине эластомера на одном или обоих торцах упора 11 выполнена одна кольцевая выборка 12 (фиг. 4) или несколько выборок, равномерно расположенных по площади торца, и продольные отверстия 13, сообщающиеся с кольцевыми выборками 12, причем выборки выполнены с возможностью сообщения с внутрискважинным пространством 10 через продольные выборки 14. Упоры 11 (фиг. 2 и 3) состоят из двух кольцевых частей 15 и 16 для исключения перекрытия кольцевых выборок 12 (фиг. 4) и продольных выборок 14 после набухания манжеты 2 (фиг. 2 и 3) со своими выборками, обращенными к другой кольцевой части 16 или 15, и отверстиями, аналогичными выборкам 12 (фиг. 4) и 14 и отверстиям 13 упоров 11. Таким образом, создается постоянное сообщение манжеты 2 (фиг. 2 и 3) с внутрискважинным пространством 10, что, в свою очередь, исключает неравномерность и ослабевание усилия прижатия манжеты 2 к стенкам скважины 7 даже в случае прорыва жидкости в скважину в интервале установки пакера. Насечки 6, которыми снабжены пластины 5, создают дополнительную нагрузку и увеличивают усилие страгивания пакера, т.е. пакер на страгивание удерживает не только манжета 2, но и насечки 6 пластин 5 якоря 4. Конусный толкатель 8 держит пластины 5 в прижатом состоянии, даже если усилие давления манжеты 2 ослабевает, так как на конусный толкатель 8 отсутствует внешнее воздействие с обратной стороны.

Предлагаемая конструкция пакера скважинного набухающего позволяет быстро, надежно разобщить пласт за счет максимального и равномерного прижатия набухающего элемента, а также исключить вероятность ослабевания фиксации и прижатия пакера по истечении времени.