RU2101462C1

RU2101462C1 - Пакерующее устройство для исследования эксплуатационной скважины методом восстановления забойного давления

Info

Publication number: RU2101462C1
Application number: RU96111035A
Authority: RU
Inventors: Ш.К. Шаяхметов; А.Ш. Шаяхметов
Original assignee: Татарский научно-исследовательский и проектный институт нефти "ТатНИПИнефть"
Priority date: 1996-06-04
Filing date: 1996-06-04
Publication date: 1998-01-10

Abstract

Использование: в нефтегазодобывающей промышленности. Обеспечивает снижение трудоемкости в изготовлении устройства и повышение надежности его работы. Сущность изобретения: устройство содержит ствол, на котором установлен уплотнительный элемент, имеющий верхний и нижний армирующие кольца. Верхнее из них выполнено с хвостовиком, который выполнен ступенчатым. Большая ступень хвостовика выполнена с присоединительной резьбой. Нижнее армирующее кольцо тоже выполнено с хвостовиками - верхним и нижним. Верхний хвостовик при работе взаимодействует с верхним армирующим кольцом. Нижний хвостовик жестко соединен со стволом. Устройство имеет также средство для растяжения уплотнительного элемента, выполненное в виде трубчатого груза, который установлен на нижнем конце ствола. 3 ил.

Description

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности.

Известно пакерующее устройство, содержащее ствол, верхний и нижний упоры, к которым вулканизирован уплотнительный элемент [1]
Известное пакерующее устройство нельзя использовать при исследовании добывающих скважин, снабженных подземным оборудованием из-за трудности манипуляции, поскольку оно приводится в транспортное положение только путем создания нагрузки сверху.

Известно также пакерующее устройство для исследования добывающих скважин методом восстановления забойного давления, содержащее отвод с установленным на нем уплотнительным элементом, имеющим верхний и нижний армирующие кольца, верхний из которых выполнен с хвостовиком [2]
Это пакерующее устройство наиболее близко к предлагаемому по технической сущности и может быть принято в качестве наиболее близкого аналога.

Однако его изготовление является трудоемким, требует отработки технологии, поскольку имеется опасность попадания резины при заливке в зазоры между нитками пружины, а также в зазор между пружиной и стволом. А растяжение уплотнительного элемента вызывает необходимость использования мощной пружины, которую трудно сжимать вплотную на время заливки уплотнительного элемента с помощью поджимной гайки.

Техническим результатом изобретения является устранение вышеприведенных недостатков.

Необходимый технический результат достигается тем, что в предлагаемом пакерующем устройстве, включающем ствол с установленным на нем уплотнительным элементом, имеющем верхний и нижний армирующие кольца, верхний из которых выполнен с хвостовиком, и средство для растяжения уплотнительного элемента, хвостовик верхнего армирующего кольца выполнен с присоединительной резьбой, нижнее армирующее кольцо также выполнено с хвостовиком верхним и нижним, верхний из которых при работе взаимодействует с верхним армирующим кольцом, а нижний жестко соединен со стволом, при этом средство для растяжения уплотнительного элемента выполнено в виде трубчатого груза.

Отмеченные отличительные признаки предлагаемого устройства соответствуют критерию "существенные отличия" изобретения, поскольку из патентной и научно-технической литературы не известны устройства того же назначения с такими же отличительными признаками, создающими новый положительный эффект, несвойственный известным устройствам.

Выполнение армирующих колец уплотнительного элемента с хвостовиком, а верхнего со ступенчатым хвостовиком, а также жесткое соединение хвостовика нижнего армирующего кольца со стволом существенно приводит к упрощению конструкции устройства, при котором отпадает необходимость в верхнем и нижнем упоре, растягивающем элементе пружине, нажимной гайке для пружины. При этом снижается трудоемкость и упрощается технология изготовления, сборки и разборки при необходимости. Поскольку большинство насосов спускают в скважину с забойным дозировочным устройством с емкостью для химреагентов, средство для приведения пакерующего устройства в нерабочее положение может использоваться в качестве емкости для химреагента, следовательно расширяются функциональные возможности в целом пакерующего устройства.

На фиг. 1 изображен общий вид пакерующего устройства, частичный продольный разрез; на фиг. 2 то же, в компоновке со штанговым насосом, процесс спуска пакерующего устройства в скважину, частичный продольный разрез; на фиг. 3 то же, пакерующее устройство в работе, после спуска исследовательского прибора ниже пакерующего устройства, частичный разрез.

Пакерующее устройство содержит ствол 1 (фиг. 1) с размещенным на нем уплотнительным элементом 2 с верхним и нижним армирующими кольцами 3 и 4, соответственно. Хвостовик 5 армирующего кольца 3 выполнен ступенчато, на его большой ступени 6 выполнена присоединительная резьбовая нарезка 7. Нижнее армирующее кольцо 4 также выполнено с хвостовиками 8 и 9 верхним и нижним, соответственно, верхний из которых при работе взаимодействует с верхним армирующим кольцом 3, а нижний из них с помощью пальцев 10 жестко соединен со стволом 1. На концевых участках последнего выполнены присоединительные резьбовые нарезки 11 и 12. К нижней части ствола 1 с помощью муфты 13 присоединен трубчатый груз 14 для растяжения уплотнительного элемента при спуске пакерующего устройства в скважину, заглушенный снизу направляющим башмаком 15. Его вес подбирают несколько большим, чем необходимо, с учетом выталкивающей силы скважиной жидкости. Диаметр уплотнительного элемента в сжатом состоянии немного превышает диаметр скважины.

Пакерующее устройство работает следующим образом.

Его спускают в скважину в компоновке со штанговым насосом 16 (фиг.2), предварительно присоединив ствол 1 с помощью резьбового соединения с подвижным седлом 17 всасывающего клапана 18, а большую ступень 6 хвостовика 5 верхнего армирующего кольца 3 присоединяют с перфорированным патрубком 19 корпуса 20 насоса 16. Затем присоединяют трубчатый груз 14 к нижнему концу ствола 1. В случае его использования одновременно и в качестве емкости дозатора, его заполняют химреагентом.

Уплотнительный элемент 2 под действием груза 14 растягивается до тех пор, пока подвижное седло 17 не сядет на посадочное место муфты 21 (фиг. 2). При этом продукция скважины при включении в работу насоса через окна 22 перфорированного патрубка 19 и окна 23 ствола 1 и далее через всасывающий 18 и нагнетательный 24 клапаны по насосно-компрессорным трубам (НКТ) 25 поднимается на поверхность.

При необходимости проведения исследования в подпакерной зоне с применением метода восстановления забойного давления поступают следующим образом.

После спуска глубинного прибора 26 на скребковой проволоке 27 по затрубному пространству между обсадной колонной 28 и НКТ 25 в зону исследований под пакером (фиг.3) с помощью последнего производят разобщение этой зоны от остальной части ствола скважины. Для этого натяжением колонны штанг 29 с помощью подъемного крана (подъемный кран не показан), предварительно производят захват (поворотом колонны штанг по часовой стрелке) ловителем 30 плунжера 31 наконечника 32, с которым связан ствол 1 пакерующего устройства через подвижное седло 17 клапана 18. При этом уплотнительный элемент 2 под действием собственной упругой силы сокращается, увеличивает свой диаметр и прижимается к стенкам скважины, надежно разобщая тем самым подпакерную зону от остальной части скважины.

Надежность разобщения объясняется эффектом самоуплотнения уплотнительного элемента под действием забойного давления. Величину повышения контактного давления между уплотнительным элементом и стенкой скважины можно рассчитать по формуле

где P_k избыточнее давление запираемой среды;
P_c диаметр скважины;
R радиус уплотнительного элемента в свободном состоянии;
h высота уплотнительного элемента;
Z расстояние от торца уплотнительного элемента со стороны запираемой среды до рассматриваемого участка контакта со стенкой скважины.

Оптимальное значение высоты уплотнительного элемента при этом определяют по формулам

где h высота уплотнительного элемента в скважине;
h₀ высота уплотнительного элемента в свободном состоянии;
r внутренний диаметр элемента, равный диаметру штока;
f коэффициент трения уплотнительного элемента о стенку скважины
(см. Беленьков А. Ф. "Предварительно деформируемые уплотнительные элементы и возможности их использования в конструкциях пакеров", РНТС, сер. "Нефтепромысловое дело", вып. 8, ВНИИОЭНГ. М. 1973, с. 27).

Подъемным краном штанги 29 натягивают до отказа, пока верхний хвостовик 8 нижнего армирующего кольца 4 не упрется о нижний торец верхнего армирующего кольца 3. После окончания процесса исследований уплотнительный элемент 2 пакера приводят в исходное положение (в нерабочее положение). Для этого колонну штанг 29 освобождают от подвески и подают вниз до посадки подвижного седла 17 всасывающего клапана 18 на свое место. Для этого поворотом штанг 29 против часовой стрелки отцепляют ловитель 30 от наконечника 32 всасывающего клапана 18 и далее штанги поднимают и присоединяют к балансиру станка-качалки. После извлечения прибора 26 на поверхность насос снова запускают в работу.

Пакер остается в скважине вместе с насосом и при необходимости повторного исследования операции до его установке повторяют.

Технико-экономическое преимущество предложения заключается в следующем.

Благодаря такому конструктивному исполнению упрощается технология изготовления и сборки пакера по сравнению с прототипом примерно в 2-3 раза, поскольку отпадает необходимость в изготовлении растягивающей уплотнительный элемент пружины, упрощается изготовление уплотнительного элемента, повышается качество изготовления, отпадает необходимость операции ввинчивания и отвинчивания поджимного винта, а при спуске пакера в скважину снова не требуется приведение его в растянутое состояние отвинчиванием упомянутого поджимного вита, отпадает необходимость в упорах.

Использование предлагаемого пакера при исследовательских работах, например методом восстановления забойного давления, позволит ускорить процесс восстановления забойного давления примерно в 3 7 раз по сравнению с условиями, когда скважина закрывается на устье. А это соответственно ведет к значительному сокращению времени на проведение исследований. Так, средняя продолжительность времени на исследование с закрытием скважины на устье составляет около 3 сут. С применением предлагаемого пакера это время сокращается в среднем в 5 раз, что в свою очередь позволит сократить неоправданный простой скважины, увеличить добычу нефти.

Такая конструкция пакера не требует дополнительных спуско-подъемных операций, поскольку он опускается в скважину в компоновке с насосом и устанавливается стационарно, как это изображено на фиг. 2, а трубчатый груз для растягивания уплотнительного элемента может послужить как емкость для химреагента дозировочного устройства, что расширяет его функциональные возможности.

Claims

Пакерующее устройство для исследования эксплуатационной скважины методом восстановления забойного давления, содержащее ствол с установленным на нем уплотнительным элементом, имеющим верхний и нижний армирующие кольца, верхнее из которых выполнено с хвостовиком, и средство для растяжения уплотнительного элемента, отличающееся тем, что хвостовик верхнего армирующего кольца выполнен ступенчатым, большая ступень которого выполнена с присоединительной резьбой, нижнее армирующее кольцо также выполнено с хвостовиками верхним и нижним, верхний из которых при работе взаимодействует с верхним армирующим кольцом, а нижний жестко соединен со стволом, при этом средство для растяжения уплотнительного элемента выполнено в виде трубчатого груза, установленного на нижнем конце ствола.