Результат интеллектуальной деятельности: Пакер с кабельным вводом

Изобретение предназначено для эксплуатации скважин электропогружным насосным оборудованием с интервалами негерметичности эксплуатационной колонны выше продуктивных пластов.

Из уровня техники известен 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. Стопор в подвижном центраторе выполнен в виде свободного шара, ограниченного либо расположенными над и/или под ним подпружиненными элементами, либо действием магнитного поля. Шар имеет 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 продольный глухой канал, в котором размещен и уплотнен под манжетами силовой кабель. Плашки снизу взаимосвязаны с плашкодержателем, а сверху – с конусом. На поверхности ствола имеется фиксирующая канавка для плашкодержателя, на теле которого выполнены два – продольный и радиальный – сквозных канала, соединенных между собой. 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 (RU 2295625 C2, 20.03.2007).

Известен пакер рукавный с кабельным вводом, содержащий эксцентричные ствол для перетока флюида, имеющий резьбу по концам, и ствол для проводки кабеля, соединённые с концевыми элементами, имеющими канал для перетока флюида и канал для размещения электрического соединения, включающего отрезок кабеля, при этом ствол для проводки кабеля установлен внутри ствола для перетока флюида, его концы вставлены в каналы концевых элементов, концы ствола для перетока флюида соединены с концевыми элементами резьбами, при этом полость ствола для проводки кабеля соединена с затрубным пространством, в канале для размещения электрического соединения выполнены расточки, в которых установлены электроизоляционные колодки, в отверстиях которых установлены электрические линии по трем фазам, при этом каждая электрическая линия состоит из отрезка кабеля и установленных на его концы наконечников, на резьбовые концы которых накручены штепсельные гильзы для установки в них штепсельных наконечников кабельных муфт силовых кабелей с образованием по каждой фазе электрического соединения погружного двигателя с источником электропитания (RU 194596 U1, 17.12.2019).

Наиболее близким аналогом является пакер с кабельным вводом, содержащий внешний и внутренний стволы, вставленные один в другой и образующие между собой продольный канал, кабельный герметизатор, уплотнительные элементы, установленные на внешнем стволе, корпус, цилиндр, срезные элементы. Внешний и внутренний стволы соединены в верхней части при помощи муфты, имеющей продольное отверстие, сообщающееся с продольным каналом. В верхней части продольного отверстия выполнена резьба для вкручивания кабельного герметизатора, установленного над муфтой. Срезные элементы установлены в сквозных отверстиях корпуса и кольцевой проточке гайки, навернутой на резьбу внешнего ствола. Гайка застопорена навернутой на резьбу внешнего ствола контргайкой. Вращение внешнего ствола относительно корпуса ограничено фиксаторами, установленными в отверстиях втулки, связанной с корпусом, и продольных пазах, выполненных на внешнем стволе. Корпус надет на цилиндр. На наружной поверхности цилиндра выполнен паз для кабеля, совмещенный с боковым окном, выполненным в корпусе для вывода кабеля из продольного канала. В нижней части корпуса имеются пазы, взаимодействующие с ответными выступами, выполненными на наружной поверхности цилиндра. На корпус навинчена накидная гайка, упирающаяся внутренним буртиком в выступы цилиндра (RU 2686212 C1, 24.04.2019).

Однако данные известные решения обладают недостаточной надежностью вследствие низкой герметичности контактов электросоединения кабеля внутри пакера и кабельного ввода, возможности непреднамеренных посадок пакера в процессе спуска и повреждения уплотнительных элементов до места установки пакера.

Техническая проблема заключается в повышении надежности пакера с кабельным вводом.

Технический результат заключается в повышении герметичности контактов электросоединения кабеля внутри пакера и кабельного ввода, исключении возможности непреднамеренных посадок пакера в процессе спуска и обеспечении сохранности уплотнительных элементов до места установки пакера, а также обеспечении возможности более легкого срыва пакера за счет связи ласточкин хвост между деталями.

Указанный технический результат достигается в пакере с кабельным вводом, состоящем из наружного и внутреннего стволов, которые соединены между собой верхней муфтой, при этом на наружном стволе установлены уплотнительные элементы, а между указанными наружным и внутренним стволами расположен кабель. Наружный и внутренний ствол дополнительно соединены нижней муфтой, при этом в отверстиях верхней и нижней муфт установлены шпонки, а также выполнено разрезное кольцо, обеспечивающие передачу крутящего момента, осевого сжатия и растяжения от подвески насосно-компрессорных труб (НКТ); на наружном стволе под уплотнительными элементами расположен механический якорь, состоящий из плашек и конуса, соединение которых выполнено в виде ласточкина хвоста; концы кабеля, расположенного между наружным и внутренним стволами, заделаны в верхнем и нижнем комплекте токоввода, служащем электрическим контактом между муфтой кабельного ввода и отрезком кабеля внутри пакера, при этом в указанных верхней и нижней муфтах выполнено отверстие с посадочными размерами под уплотнения на муфте кабельного ввода, кроме того пакер дополнительно содержит срезные винты, обеспечивающие сжатие упомянутых уплотнительных элементов после осевой нагрузки, а также фиксаторы, обеспечивающие передачу крутящего момента от наружного ствола к механическому якорю.

На фиг. приведена схема пакера с кабельным вводом.

Пакер состоит из двух стволов – наружный 1 и внутренний 2. Наружный ствол 1 содержит фигурный паз, по которому перемещается фиксатор 3. Стволы 1 и 2 соединены между собой верхней и нижней муфтами 4. Муфта 4 обеспечивает передачу крутящего момента и осевого сжатия и растяжения от подвески НКТ к внутреннему стволу 2 и от него к наружному стволу 1 через шпонки 5 и разрезное кольцо 6. Шпонки 5 связывают муфту 4 и наружный ствол 1 (шпонки 5 установлены в отверстиях муфты 4 и наружного ствола 1), обеспечивают передачу крутящего момента. Разрезное кольцо 6 упирается сверху в муфту 4 и связано с наружным стволом 1 через его наружный буртик, обеспечивает передачу осевого сжатия и растяжения от подвески НКТ.

На наружном стволе 1 установлены уплотнительные элементы 7. Под уплотнительными элементами 7 расположен механический якорь, предназначенный для установки пакера в скважине и удержания его от перемещения вниз.

Между наружным 1 и внутренним 2 стволами расположен кабель, концы которого заделаны в верхнем и нижнем (на фиг. не показан) комплекте токоввода 8, который служит электрическим контактом между муфтой кабельного ввода (на фиг. не показана) и отрезком кабеля в пакере. Герметичность данного соединения обеспечивают уплотнительные кольца (на фиг. не показаны), которые стандартно присутствуют в конструкции муфты кабельного ввода. Для данного герметичного соединения в муфтах 4 выполнено отверстие с посадочными размерами под уплотнения на муфте кабельного ввода. Таким образом, данное соединение обеспечивает герметичность контактов электросоединения кабеля внутри пакера, втулки комплекта токоввода 8 и муфты кабельного ввода.

Соединение является простым и достаточно надежным, так как весь перепад давления испытывают уплотнительные кольца в отверстии муфты, выполненные по ГОСТ 9833-73.

Срезные винты 9 обеспечивают сжатие уплотнительных элементов 7 после определенной осевой нагрузки, что позволяет избежать непреднамеренных посадок пакера в процессе спуска и обеспечить сохранность резиновых уплотнительных элементов 7 до места установки пакера.

Фиксаторы 10 обеспечивают передачу крутящего момента от наружного ствола 1 пакера к механическому якорю пакера, что ограничивает свободное вращение якоря вокруг наружного ствола 1.

Соединение плашек 11 и конуса 12 выполнено в виде ласточкина хвоста, что является надежным сопряжением, которое обеспечивает гарантированный возврат и более легкий срыв пакера за счет специальной связи ласточкин хвост между деталями.

Заявленное изобретение применяется:

– при эксплуатации нефтяных скважин с помощью УЭЦН или другого погружного электрооборудования, выше которого требуется герметичная изоляция отдельных участков обсадной колонны;

– в составе многопакерных компоновок при эксплуатации нефтяных скважин с негерметичными участками обсадной колонны при помощи УЭЦН или другого погружного электрооборудования;

– в составе многопакерных компоновок для внутрискважинной перекачки жидкости;

– в составе компоновок одновременно-раздельной добычи и закачки.

Пакер поставляется с кабелем внутри и снабжен электрическими разъемами (токовводами), поэтому не требует заделки кабеля в пакер и его герметизации перед спуском в скважину.

Пакер спускают в скважину на насосно-компрессорных или бурильных трубах на требуемую глубину. Пакер устанавливают в скважине без упора на забой путем осевых перемещений колонны труб, на которых он спускается в скважину, известным способом. При спускоподъёмных операциях планки 13 постоянно прижимаются к стенкам обсадной колонны.

Корпус 14, связанный с кожухом 15, через кронштейн 16, сжимая пружину 17, передает осевое движение плашкам 11, которые по наклонной поверхности конуса 12 выдвигаются в радиальном направлении до зацепления со стенками обсадной колонны. При дальнейшей разгрузке инструмента, нагрузка передаётся на срезные винты 9, которые срезаются при достижении необходимого усилия (регулируется количеством на устье скважины перед спуском пакера). После чего уплотнительные элементы 7 увеличиваются в диаметре до диаметра скважины, герметизируя подпакерную зону.

Пакер переводится в транспортное положение натяжением колонны труб. Конус 12 перемещается вверх относительно наружного ствола 1. Плашки 11 за счет зацепления «ласточкин хвост» и усилия пружины 17 складываются вовнутрь, и уплотнительные элементы 7 принимают исходное положение.