RU2184208C2 - Пакер - Google Patents

Abstract

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и предназначено для разобщения пластов, трубного и затрубного пространства и изоляции эксплуатационной колонны труб от агрессивного воздействия внутрискважинной среды в процессе эксплуатации нефтяных, газовых, газоконденсатных скважин, а также при проведении ремонтно-профилактических работ в них. Технический результат - повышение надежности работы и универсальности устройства. Пакер содержит корпус с упором и переводником, полый ствол, уплотнительные манжеты, башмак-центратор, конус опорного узла, на пирамидальных гранях которого установлены с возможностью перемещения вдоль грани клиновые плашки, стопорную втулку. Пакер снабжен стаканом со шлицевыми пазами, полым штоком, имеющим в средней его части утолщение для взаимодействия с цанговым винтом с силовой резьбой на разрезной части, расположенной напротив внутренней ответной резьбы, выполненной в корпусе. Переводник установлен внутри стакана, выполнен с шлицевыми выступами и цилиндрическим основанием, телескопически соединенным с полым штоком. Полый ствол выполнен с переменным сечением, его вершина соединена с цанговым винтом, на верхнем цилиндре полого ствола, имеющем упорное кольцо, между уплотнительными манжетами помещены тарельчатые пружины. В средней части полого ствола установлена подпружиненная гильза с наружным конусом, соответствующим внутренней конической поверхности башмака-центратора. Стопорная втулка выполнена подпружиненной и с кольцевой проточкой, установлена на нижнем цилиндре полого ствола для ограничения радиального перемещения шариков фиксаторов, размещенных в радиальных отверстиях конуса опорного узла и удерживающих клиновые плашки, каждая из которых поджата пружиной. 5 ил.

Description

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и предназначено для разобщения пластов, трубного и затрубного пространств и изоляции эксплуатационной колонны труб от агрессивного воздействия внутрискважинной среды в процессе эксплуатации нефтяных, газовых, газоконденсатных скважин, а также при проведении ремонтно-профилактических работ в них.

Известен пакер для разобщения пространства эксплуатационной колонны нефтяных и газовых скважин и защиты ее от воздействия пласта, содержащий полый ствол с кольцевым выступом и пальцем, корпус с фигурным пазом под башмаком-центратором, клиновые плашки с конусом и уплотнительные манжеты [1] .

Недостатком этого устройства является вероятность преждевременного срабатывания механизма опорного узла и жесткого сцепления со стенкой ствола обсадной колонны, т.к. башмак-центратор расположен у основания устройства и, при спуске в скважину, преодолевая силу трения о внутреннюю стенку обсадной колонны, постоянно взаимодействует с опорным узлом. Учитывая, что скважина идеально вертикальной не бывает, пакер на 1,5...2 оборота проверяется самопроизвольно и преждевременно сработает механизм опорного узла. Другим недостатком механизма узла разгрузки является то, что он управляется пальцем, воспринимающим тангенциальные нагрузки, т.е. работает на срез, и при прохождении участка ствола с кривизной или с деформацией, появляется вероятность его среза и дальнейшей потери работоспособности пакера. К тому же, так как клиновые плашки выдвигаются под действием одной пружины без жесткой центровки и все одновременно, войти в контакт с внутренней стенкой колонны труб и закрепить пакер они не смогут.

Кроме того, сжатие уплотнительных манжет и герметизация пакером достигается только разгрузкой веса лифтовой колонны, что может оказаться недостаточным в неглубоких скважинах.

Существенным недостатком этого пакера является сложность его срыва после длительной эксплуатации.

Наиболее близким к заявляемому устройству по техническому решению является пакер, содержащий полый ствол с кольцевым выступом и замкнутым фигурным пазом по наружной поверхности, клиновые плашки с конусом, фонарь /башмак-центратор/ с пальцем, рычажные фиксаторы и уплотнительные манжеты [2].

Недостатком этого устройства является вероятность среза пальца при спуске пакера в скважину с кривизной ствола и наличием в ней труб эксплуатационной колонны с эллипсообразным сечением, вследствие чего опорный узел окажется неуправляемым и пакеровка станет невозможной. Кроме того, для посадки пакера требуется жесткая центровка, так как клиновые плашки выдвигаются одной общей пружиной.

Другими недостатками этого пакера являются отсутствие механизма по созданию дополнительной силы сжатия уплотнительных манжет и сложность снятия /срыва/ пакера после длительной эксплуатации.

Задачей настоящего изобретения является повышение надежности работы устройства за счет:
- предотвращения преждевременного срабатывания механизма опорного узла в нерасчетном интервале ствола обсадной колонны;
- обеспечения надежного сцепления опорного узла в стволе обсадной колонны с кривизной и эллипсностью;
- снижение тяговых усилий при распакеровке и освобождении /срыве/ пакера.

Для решения этой задачи предлагается пакер, содержащий корпус с упором и переводником, полый ствол, уплотнительные манжеты, башмак-центратор, корпус опорного узла, на пирамидальных гранях которого установлены с возможностью перемещения вдоль грани клиновые плашки, стопорную втулку, который снабжен стаканом со шлицевыми пазами, полым штоком, имеющим в средней его части утолщение для взаимодействия с цанговым винтом с силовой резьбой на разрезной части, расположенной напротив внутренней ответной резьбы, выполненной в корпусе, при этом переводник установлен внутри стакана, выполнен с шлицевыми выступами и цилиндрическим основанием, телескопически соединенным с полым штоком, причем полый ствол выполнен с переменным сечением, его вершина соединена с цанговым винтом, на верхнем цилиндре полого ствола, имеющем упорное кольцо, между уплотнительными манжетами помещены тарельчатые пружины, в средней части полого ствола установлена подпружиненная гильза с наружным конусом, соответствующим внутренней конической поверхности башмака-центратора, при этом стопорная втулка выполнена подпружиненной и с кольцевой проточкой, установлена на нижнем цилиндре полого ствола для ограничения радиального перемещения шариков-фиксаторов, размещенных в радиальных отверстиях конуса опорного узла и удерживающих клиновые плашки, каждая из которых поджата пружиной.

На фиг.1 изображено устройство в транспортном положении, продольный разрез/общий вид/; на фиг. 2 - устройство в момент его установки; на фиг.3 - устройство в момент его снятия; на фиг.4 - разрез А-А на фиг.1; на фиг.3 - разрез Б-Б на фиг.1.

Устройство состоит из полого корпуса 1 с внутренней упорной резьбой 2, к верхней части корпуса 1, посредством резьбы, присоединен стакан 3 с шлицевыми пазами 4, а к нижней его части - упор 5.

Во внутренней полости шлицевого стакана 3 телескопически установлен переводник 6 с шлицевыми выступами 7, обеспечивающими передачу крутящего момента корпусу 1. Переводник 6 имеет цилиндрическое основание 8, к которому телескопически, с возможностью осевого перемещения, присоединен полый шток 9 с утолщенной частью 10. Шток 9 частично введен во внутреннюю полость цангового винта 11. На разрезной части цангового винта 11 выполнена наружная упорная резьба 12, соответствующая внутренней резьбе 2 корпуса 1. Цанговый винт 11 соединен с полым стволом переменного сечения 13, на верхнем цилиндре которого последовательно до упорного кольца 14 установлены упорный подшипник 15 и уплотнительные манжеты 16. Над упорным кольцом 14 и между уплотнительными манжетами 16 помещены тарельчатые пружины 17. На среднем цилиндре ствола 13 расположен, с возможностью осевого перемещения, башмак-центратор 18 с зубчатыми насечками, выполненными на пружинящих сегментах 19, которые находятся в постоянном контакте с внутренней стенкой эксплуатационной колонны 20. Внутренняя поверхность пружинящих сегментов 19 технологически имеет конусообразную форму. Под башмаком-центратором 18 расположена гильза 21 с наружным конусом 22, соответствующим внутренней конической поверхности пружинящих сегментов 19. Гильза 21 поджата пружиной 23 с помощью гайки 24. К основанию ствола 13, посредством резьбы, присоединен опорный узел 25, содержащий конус 26, на пирамидальных гранях которого установлены /соединения типа "ласточкин хвост"/, с возможностью перемещения вдоль грани, подпружиненные пружинами 27 клиновые плашки 28, которые фиксируются с конусом 26 шариками-фиксаторами 29 и стопорной втулкой 30. Стопорная втулка 30 удерживается пружиной 31 и имеет кольцевую проточку 32, предназначенную для освобождения клиновых плашек 28.

Устройство работает следующим образом.

Устройство вводят в компоновку лифтовой колонны (не показана), на которой его спускают в ствол эксплуатационной колонны 20 на расчетную глубину. При движении пружинящие сегменты 19 башмака-центратора 18 своими зубчатыми насечками постоянно находятся в контакте с внутренней стенкой эксплуатационной колонны 20. В процессе спуска устройства силой трения башмак-центратор 18 удерживается в крайнем верхнем положении под упорным кольцом 14 и не взаимодействует с опорным узлом 25 /фиг.1/. Достигнув заданной глубины, пакеруют скважину следующим образом. Производят натяжку лифтовой колонны вместе с устройством на величину ее линейного растяжения. При движении вверх башмак-центратор 18 остается неподвижным, а гильза 21 своим наружным конусом 22 совместится с внутренней конической поверхностью пружинящих сегментов 19 /фиг. 2/. При этом жесткость пружинящих сегментов 19 и сила сцепления башмака-центратора 18 с внутренней стенкой эксплуатационной колонны 20 увеличится, что позволит осевой нагрузкой гильзы 21 опустить вниз стопорную втулку 30. В тот момент, когда кольцевая проточка 32 совместится с плоскостью расположения шариков-фиксаторов 29 опорного узла 25, последние под действием сжатых пружин 27 переместятся в кольцевую проточку и клиновые плашки 28 расфиксируются. Освободившиеся клиновые плашки 28, силой сжатых индивидуальных пружин 27, переместятся вверх вдоль пирамидальной грани корпуса 26 до контакта с внутренней стенкой эксплуатационной колонны 20, чем обеспечивается жесткое и надежное закрепление опорного узла 25 независимо от профиля поперечного сечения трубы эксплуатационной колонны и центровки устройства. Затем лифтовую колонну разгружают на опорный узел 25, вследствие чего осевая сила от веса лифтовой колонны посредством контакта шлицевых выступов 7 переводника 6 воздействует на верхний торец корпуса 1 и упором 5 сжимает уплотнительные манжеты, разобщая пространство эксплуатационной колонны. При этом сжимаются и тарельчатые пружины 17. В случае, когда веса разгрузки окажется недостаточно для герметичного разобщения, тогда вращением лифтовой колонны через переводник 6, связанный шлицевым соединением со стаканом 3, передают вращение корпусу 1. В тот момент, когда впадины опорной резьбы 2 корпуса 1 совпадут с выступами резьбы 12 цангового винта 11 разрезная часть цангового винта расширится и утолщенная часть 10 штока 9 войдет в ее внутреннюю полость, чем и обеспечится надежное резьбовое соединение цангового винта 11 с корпусом 1. Последующим вращением корпуса 1 через упорный подшипник 15 создают дополнительную силу, сжимающую уплотнительные манжеты 16 до полной герметизации. Извлечение /срыв/ устройства из скважины /фиг.3/ осуществляют подъемом лифтовой колонны. При этом, телескопически установленный в стакане 3 переводник 6 переместится вверх до упора торцов шлицевых выступов 7 с кольцевой кромкой верхней расточки стакана 3. Вместе с цилиндрическим основанием 3 переводника 6 поднимается вверх соединенный с ним полый шток 9, и утолщенная часть 10 выводится из внутренней полости разрезной части цангового винта 11, в связи с чем ослабится резьбовая связь между корпусом 1 и цанговым винтом 11, что позволит беспрепятственно поднять корпус 1 и снять осевую нагрузку с уплотнительных манжет 16 и тарельчатых пружин 17.

При длительной эксплуатации в скважине пакерующих устройств сила сцепления уплотнительных манжет с внутренней стенкой эксплуатационной колонны значительно увеличивается за счет молекулярных связей и изменения физических свойств материалов, из которых они изготовлены. Энергией сжатия тарельчатых пружин 17 молекулярные связи между уплотнительными элементами 16 и эксплуатационной колонной 20 разрываются и устройство беспрепятственно извлекается из скважины.

Благодаря предложенной конструкции, устройство приобретает высокую надежность и универсальность, т.е. его можно использовать при испытании продуктивных пластов, при испытании колонны на герметичность и при других кратковременных работах, а также при технологических операциях, связанных с длительной его эксплуатацией.

Источники информации
1. Бухаленко Е.М. и др. Пакер. М.: Недра, 1990 г., с.307.

2. Патент РФ 2029065, кл. Е 21 В 33/12. Опубл. 20.02.1995 г.

Claims (1)

1. Пакер, содержащий корпус с упором и переводником, полый ствол, уплотнительные манжеты, башмак-центратор, конус опорного узла, на пирамидальных гранях которого установлены с возможностью перемещения вдоль грани клиновые плашки, стопорную втулку, отличающийся тем, что он снабжен стаканом со шлицевыми пазами, полым штоком, имеющим в средней его части утолщение для взаимодействия с цанговым винтом с силовой резьбой на разрезной части, расположенной напротив внутренней ответной резьбы, выполненной в корпусе, при этом переводник установлен внутри стакана, выполнен с шлицевыми выступами и цилиндрическим основанием, телескопически соединенным с полым штоком, причем полый ствол выполнен с переменным сечением, его вершина соединена с цанговым винтом, на верхнем цилиндре полого ствола, имеющем упорное кольцо, между уплотнительными манжетами помещены тарельчатые пружины, в средней части полого ствола установлена подпружиненная гильза с наружным конусом, соответствующим внутренней конической поверхности башмака-центратора, при этом стопорная втулка выполнена подпружиненной и с кольцевой проточкой, установлена на нижнем цилиндре полого ствола для ограничения радиального перемещения шариков-фиксаторов, размещенных в радиальных отверстиях конуса опорного узла и удерживающих клиновые плашки, каждая из которых поджата пружиной.

Images