Результат интеллектуальной деятельности: ПАКЕР УСТЬЕВОЙ

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, а именно к устройствам для определения герметичности установленного на устье скважины противовыбросового оборудования (превенторов).

Аналогом настоящего изобретения является устройство, описанное в патенте на изобретение RU 2364701 С1 в качестве конкретного примера выполнения способа опрессовки превентора на скважине (МПК Е21В 33/03, приор. 09.09.2008, опубл. 20.08.2009). Пакер состоит из опорной трубы, имеющий сквозной паз. На опорную трубу надета опорная тарелка, резиновые манжеты, шайба, зажимная тарелка и толкатель, проходящий через паз и центрирующийся в зажимной тарелке. Опорная труба заглушена заглушкой, которая также служит опорой для опорной тарелки. Сверху толкателя в опорной трубе установлен шток, служащий каналом передачи усилия от болта толкателю. Гайка соединена с опорной трубой муфтой. Для опрессовки используют пакерующее устройство, колонную головку, превентор с переходной катушкой, колонный патрубок, соединенный с одной стороны с колонной головкой муфтой, а с другой стороны с обсадной колонной муфтой, элеватор, служащий опорой для пакерующего устройства. Патрубки колонной головки подсоединены к нагнетательной линии насосного агрегата. Превентор снабжен плашками для обжатия опорной трубы.

Известен пакер устьевой, включающий опорную трубу, отличающийся тем, что он снабжен хвостовиком, являющимся опорой для надетых на опорную трубу упорной тарелки, резиновых манжет, шайбы, зажимной тарелки, выполненных с возможностью осевого перемещения относительно опорной трубы и толкателя, передающего зажимающее усилие болта зажимной тарелке, при этом каналом передачи этого усилия служит шток, установленный внутри опорной трубы, а гайка, служащая опорой для болта, соединена с опорной трубой планшайбой с возможностью монтажа на верхнем фланце испытуемого оборудования. Известный пакер, наиболее близкий к настоящему изобретению по технической сущности и достигаемому результату (прототип), обеспечивает возможность опрессовки приустьевой части эксплуатационной колонны и установленного на устье оборудования, без применения талевой системы буровой установки или подъемного агрегата, с фиксированной нагрузкой затяжки уплотнительных элементов пакера, с насосом малой производительности по подаче (патент на полезную модель RU 93453 U1, МПК Е21В 33/12, приор. 21.12.2009, опубл. 27.04.2010).

Недостатком известных устройств (патенты RU 2364701 C1 и RU 93453 U1) является то, что при достаточно больших давлениях опрессовки данные пакеры будут смещаться в осевом направлении относительно обсадной колонны, технологическая жидкость при опрессовке устьевого оборудования будет попадать через нагнетательную линию и патрубки 23 (фиг.1 патента RU 2364701 C1 и фиг.1 патента RU 93453 U1) в полость, образованную опорной трубой 1 и штоком 10 через сквозной паз 2 на штоке. Так как соединение болта 11, гайки 12, штока 10, муфты или планшайбы с опорной трубой 1 не имеет уплотнений, то возможны утечки технологической жидкости. Также при использовании известных пакеров в скважинах с высоким газовым фактором газ может накапливаться в подпакерном пространстве и при распакеровке возможно нефтегазоводопроявление, что категорически недопустимо и нарушает требования безопасности ведения работ.

Задачей изобретения является создание универсального пакера, обеспечивающего надежную опрессовку устья с обсадными колоннами различных типоразмеров, герметично разобщающего надпакерное и подпакерное межтрубные пространства, удерживающего в запакерованном положении перепад давления, направленный как снизу вверх, так и сверху вниз, без передачи нагрузок на колонну насосно-компрессорных труб (НКТ).

Достигаемый технический результат, который получается в результате создания изобретения, состоит в высокой надежности и удобстве при эксплуатации пакера, а также расширении области применения пакера.

Поставленная задача решается за счет того, что:

- верхняя часть пакера имеет герметичный узел, состоящий из корпуса, переводника и установленных между ними, а также между штоком и корпусом уплотнительных (резиновых, стальных и фторопластовых) колец;

- корпус герметичного узла соединен через муфту с промежуточной трубой;

- длиной промежуточной трубы (НКТ или ее часть), предусмотренной в конструкции пакера, установленной между опорной трубой и корпусом герметичного узла, можно регулировать глубину установки пакера для проведения операций по опрессовке устьевого оборудования;

- опорная труба в нижней части имеет бурт, являющийся опорой для надетых на нее упорной тарелки, резиновых манжет, шайбы, зажимной тарелки;

- между хвостовиком и опорной трубой установлен якорь гидравлический, состоящий из цилиндрического корпуса со сквозным осевым каналом и поперечными окнами, в которые вставлены круглые плашки, удерживаемые при помощи цилиндрических возвратных пружин в корпусе в утопленном положении, планок, ограничивающих ход плашек в радиальном направлении, крепящихся жестко на корпусе якоря при помощи винтов;

- движение штока вверх конструктивно ограничено буртом с проточкой, упирающимся в торец корпуса герметичного узла и взаимодействующего со штангой, которая передает зажимное усилие болта зажимной тарелке, при этом каналом передачи этого усилия служит шток и штанга, установленные внутри опорной и промежуточной труб;

- хвостовик имеет радиальные сквозные отверстия для отвода газа, накапливающегося в колонне труб, подвешенных под пакером на хвостовике;

- пакер универсален и унифицирован: заменой комплекта резиновых манжет, шайб и якоря гидравлического на другой типоразмер пакер заявляемой конструкции возможно применять в скважинах разных диаметров обсадных колонн с различными толщинами стенок.

Эти решения позволяют реализовать давно существующую производственную потребность в доработке известных устройств производственниками, в том числе являющимися авторами запатентованных конструкций прототипа и аналога настоящего изобретения (патенты RU 2364701 C1 и RU 93453 U1) и обеспечить расширение диапазона применения устройства в различных по диаметру и толщине стенки обсадных колоннах, надежную опрессовку, герметичное разобщение надпакерного и подпакерного пространств, при перепаде давления, направленного как снизу вверх, так и сверху вниз, без передачи нагрузок на колонну НКТ.

На чертеже показан заявляемый пакер устьевой в транспортном положении.

Пакер устьевой состоит из опорной трубы 1, имеющей сквозной паз 2. Опорная труба 1 в нижней части имеет бурт 3, являющийся опорой для надетых на нее упорной тарелки 4, резиновых манжет 5 и 6, шайбы 7, зажимной тарелки 8. Толкатель 9 проходит через паз 2 и центрируется в зажимной тарелке 8, охватываемой в верхней части втулкой 10. Верхняя часть опорной трубы 1 при помощи муфты 11 крепится к промежуточной трубе 12, которая в свою очередь при помощи муфты 13 соединена с герметичным узлом, состоящим из корпуса 14, переводника 15 и установленных между ними уплотнительных колец 16. Внутри вышеописанного герметичного узла проходит шток 17, служащий каналом передачи усилия от болта 18 через штангу 19 толкателю 9. Шток 17 и корпус 14 загерметизированы набором стальных, резиновых и фторопластовых колец 20. Нижний конец штока 17 оканчивается буртом с проточкой, упирающимся в нижний торец корпуса 14 герметичного узла и взаимодействующего со штангой 19. Данным конструктивным решением ограничивается движение штока 17 и штанги 19 вверх при выкручивании болта 18 из переводника 15. Длиной промежуточной трубы 12 (т.е. заменив ее на более длинную или короткую), установленной между опорной трубой 1 и корпусом 14 герметичного узла, можно регулировать глубину установки пакера.

На нижний конец опорной трубы 1 при помощи резьбового соединения крепится якорь гидравлический, который служит для удерживания пакера от перемещения вниз при проведении операции по опрессовки противовыбросового оборудования. Якорь гидравлический состоит из корпуса 21 со сквозным осевым каналом и поперечными окнами, в которые вставлены круглые плашки 22, удерживаемые при помощи цилиндрических возвратных пружин 23 в корпусе 21 в утопленном положении. Пружины удерживаются планками 24, ограничивающими ход плашек 22 в радиальном направлении. Планки 24 крепятся на корпусе 21 якоря гидравлического при помощи винтов 25. К нижней части корпуса 21 якоря гидравлического присоединен хвостовик 26, в котором выполнены сквозные радиальные отверстия 27. К хвостовику 26 подвешивается колонна труб (не показана). Сквозные радиальные отверстия 27 в хвостовике 26 выполнены для того, чтобы был возможен отвод газа из колонны труб (не показана) при эксплуатации пакера устьевого.

Пакер устьевой спускают в скважину на элеваторе 28 через превентор 29, колонную головку 30 и обсадную колонну 31 таким образом, чтобы резиновые манжеты 5 и 6 пакера находились ниже соединения обсадной колонны 31 с колонной головкой 30, а элеватор 28 упирался на верхнюю плоскость превентора 29. Производят зажатие промежуточной трубы 12 плашками превентора 29. Затем затягивают по часовой стрелке болт 18. Возникшее осевое усилие от болта 18 через шток 17, штангу 19, толкатель 9, зажимную тарелку 8 сжимает резиновые манжеты 5 и 6, тем самым изолируя нижнюю часть ствола скважины. Отсеченную полость выше резиновых манжет 5 и 6 через нагнетательную линию и патрубки фонтанной арматуры 32 заполняют технологической жидкостью для опрессовки, например пресной водой. Через нагнетательную линию насосного агрегата ЦА-320 создают внутри превентора опрессовочное давление. В это время происходит заякоривание в колонне труб якоря гидравлического. Под действием давления плашки 22 якоря гидравлического выдвигаются наружу в радиальном направлении и внедряются в стенки обсадной колонны 31. При опрессовке якорь гидравлический обеспечивает разгрузку опорной 1 и промежуточной 12 труб пакера устьевого от веса колонны труб, подвешенной на хвостовике 26.

После технологической выдержки в течение 30 мин определяют, что падение давления составило не более одного процента от опрессовочного. Делают заключение о герметичности фонтанной арматуры и превентора. Затем сбрасывают опрессовочное давление, в результате чего плашки 22 якоря гидравлического возвращаются в исходное положение под действием пружин 23 и происходит разъякоривание пакера устьевого. Распакеровывают пакер путем поворота болта 18 против часовой стрелки. Сливают технологическую жидкость в ствол скважины, извлекают пакер из скважины. Разжимают плашки превентора и разгерметизируют превентор. Затем пакер устьевой извлекают из скважины.

Для того чтобы пакер описанной конструкции применять в скважинах с различными диаметрами и толщинами стенок обсадных колонн, необходимо разобрать пакер и заменить комплект резиновых манжет 5 и 6, шайбу 7 и якорь гидравлический 21 на другой типоразмер, соответствующий внутреннему проходному каналу обсадной колонны.

Таким образом, заявляемое устройство позволяет повысить эксплуатационную надежность пакера и спрессовывать противовыбросовое оборудование без передачи нагрузок на колонну насосно-компрессорных труб, расширяет диапазон применения пакера в различных по диаметру и толщине стенки обсадных колоннах.