устройство для изоляции пластов в скважине

Формула изобретения

Устройство для изоляции пластов в скважине, включающее соединенные между собой патрубками верхний и нижний пакеры, каждый из которых имеет корпус с радиальным каналом, обечайку, образующую с наружной поверхностью корпуса кольцевую полость, кольцевой конус и шлипсы, размещенные снаружи корпуса с возможностью взаимодействия друг с другом, и обратные клапаны, отличающееся тем, что оно снабжено муфтой, установленной над верхним пакером и связанной с корпусом переводником, который соединен с кольцевым конусом верхнего пакера и с муфтой, и ступенчатыми втулками, меньшие ступени которых ориентированы в противоположные стороны, большие ступени помещены в кольцевых полостях, а обратные клапаны и уплотнительные элементы пакеров установлены в ступенчатых втулках, которые помещены между обечайками и кольцевыми конусами, при этом переводник связан с муфтой срезными винтами и выполнен с возможностью осевого перемещения относительно муфты до упора в последнюю кольцевого конуса верхнего пакера.

Описание изобретения к патенту

Изобретение относится к области нефтегазодобывающей промышленности, а именно к устройствам для временного и постоянного отключения пластов при освоении, эксплуатации и капитальном ремонте скважин.

Известно устройство, включающее два пакера, соединенных между собой полым стволом для изоляции пластов в скважине в интервале между двумя пакерами. Каждый из пакеров включает полый ствол с радиальными каналами, обратный клапан, уплотнительный элемент, обечайку, размещенную на корпусе и образующую с ним кольцевую полость [1]

Недостаток устройства заключается в том, что распакеровка обоих пакеров, а следовательно, съем устройства осуществляется за счет вращения с натяжением колонны насосно-компрессорных труб (НКТ), на которой устройство установлено в скважине, что может привести к существенным осложнениям, особенно в наклонно-направленных и горизонтальных скважинах. Кроме того, отсутствие шлипсового узла у пакера снижает надежность изоляции пластов из-за возможных осевых перемещений устройства с запакерованными уплотнительными элементами в процессе работы в скважине.

Наиболее близким к предлагаемому является устройство, включающее соединенные между собой патрубками верхний и нижний пакеры, каждый из которых имеет корпус с радиальным каналом, обечайку, образующую с наружной поверхностью корпуса кольцевую полость, кольцевой конус и шлипсы, размещенные снаружи корпуса с возможностью взаимодействия друг с другом и обратные клапаны [2]

Недостаток устройства заключается в том, что распакеровка уплотнительного элемента и возвращение шлипсов в исходное положение перед извлечением из скважины обеспечивается также за счет вращения с натяжением НКТ, на которых устройство установлено в скважине.

Задача изобретения повышение эксплуатационной надежности устройства.

Задача достигается тем, что устройство, включающее соединенные между собой патрубками верхний и нижний пакеры, каждый из которых имеет корпус с радиальным каналом, обечайку, образующую с наружной поверхностью корпуса кольцевую полость, кольцевой конус и шлипсы, размещенные снаружи корпуса с возможностью взаимодействия друг с другом и обратные клапаны, снабжено муфтой, установленной над верхним пакером и связанной с корпусом переводником, который соединен с кольцевым конусом верхнего пакера и с муфтой, и ступенчатыми втулками, меньшие ступени которых ориентированы в противоположные стороны, а большие ступени помещены в кольцевых полостях, а обратные клапаны и уплотнительные элементы пакеров установлены в ступенчатых втулках, которые помещены между обечайками и кольцевыми конусами, при этом переводник связан с муфтой срезными винтами и выполнен с возможностью осевого перемещения относительно муфты до упора в последнюю кольцевого конуса верхнего пакера.

На фиг.1 изображен общий вид устройства в исходном положении; на фиг.2 - то же, после установки в скважине в момент отсоединения от устройства НКТ; на фиг.3 то же, в разрезе подетально в исходном положении; на фиг.4 то же, в разрезе подетально после установки в скважине в момент отсоединения от устройства НКТ; на фиг.5 то же, в разрезе подетально при извлечении из скважины после поочередного съема верхнего и нижнего пакеров.

Устройство (фиг.1 и 3) состоит из верхнего и нижнего пакеров, соединенных между собой патрубками 1. Верхний пакер состоит из корпуса 2 с радиальными каналами 3, обечайки 4, ступенчатой втулки 5 с клапаном 6, уплотнительных элементов 7, шлипсового узла 8 со шлипсами 9, кольцевого конуса 10, переводника 11 с кольцевой канавкой "а" на внутренней поверхности, муфты 12 с кольцевой канавкой "б" на внутренней поверхности, последние соединены между собой срезными винтами 13. Шлипсовый узел 8 закреплен на ступенчатой втулке 5 срезными штифтами, которая в свою очередь закреплена на корпусе 2 срезными винтами (на фиг.1-5 срезные штифты и винты не показаны).

Нижний пакер состоит из корпуса 14 с радиальным каналом 15 и канавкой 16 на наружной поверхности, обечайки 17, ступенчатой втулки 18, клапана 19 и уплотнительного элемента 20, кольцевого конуса 21 со стопорными винтами 22, шлипсового узла 23 со шлипсами 24, закрепленного на корпусе 14 срезными винтами 25. Шлипсовый узел 23 закреплен на ступенчатой втулке 18 срезными штифтами, которая в свою очередь закреплена на корпусе 14 срезными винтами (на фиг.1-5 срезные штифты и винты не показаны).

Проходной канал устройства перекрыт снизу седлом 26 с шаром 27, установленным на срезных винтах 28 в патрубке 29.

Перед спуском в скважину к устройству присоединяется узел установки, включающий корпус 30 с радиальным рядом промывочных отверстий 31 и радиальным рядом отверстий, в которых размещены кулачки 32, втулки 33 с кольцевой канавкой 34, закрепленной срезными штифтами 35 в корпусе 30. Расстояние между верхним и нижним пакерами регулируется патрубками 1, соединенных между собой муфтой 36. Устройство спускают в скважину на НКТ 37, присоединяемых к узлу установки муфтой 38.

Устройство работает следующим образом.

После спуска в предназначенный для изоляции интервал эксплуатационной колонны 39 с перфорационными отверстиями 40, 41, 42, в устройстве создают избыточное давление путем закачки жидкости по НКТ с устья скважины. Жидкость по радиальным каналам 3, 15 и через клапаны 6, 19 поступает в кольцевые полости, образованные корпусами 2, 14 с обечайками 4, 17, и воздействует на торцевые поверхности больших ступеней ступенчатых втулок 5, 18. При расчетном по величине избыточном давлении, на ступенчатые втулки 5, 18 действует осевая нагрузка Q=Q_o, достаточная для среза винтов, с помощью которых ступенчатые втулки закреплены на корпусе (на фиг.1-5 срезные винты не показаны). Втулка 5 со шлипсовым узлом 8 и уплотнительным элементом 7 перемещается вверх, а втулка 18 с конусом 21 и уплотнительным элементом 20 - вниз, при этом шлипсы 9, 24 заходят на кольцевые конусы 10, 21 до упора во внутреннюю поверхность эксплуатационной колонны 39, что обеспечивает заякоревание устройства в скважине. После упора шлипсов 9, 24 во внутреннюю поверхность эксплуатационной колонны происходит срез штифтов, с помощью которых шлипсовые узлы 8, 23 закреплены на ступенчатых втулках 5, 18 (на фиг.1-5 срезные штифты не показаны) и втулка 5 продолжает перемещаться вверх, а втулка 18 вниз, сжимая в осевом направлении уплотнительные элементы 7, 20. С увеличением осевой нагрузки Q Q₁ > Q_o, уплотнительные элементы 7, 20 запакеровываются в эксплуатационной колонне 39. При избыточном давлении в полости устройства, создающем на ступенчатые втулки 5, 18 осевую нагрузку Q Q₂ > Q₁, происходит срез штифтов 28 и седло 26 с шаром 27 освобождают проходной канал устройства (фиг.4).

Отсоединение узла установки от устройства производят следующим образом. В НКТ пускают шар 43, после посадки которого на втулку 33 создают избыточное давление в НКТ. При расчетном избыточном давлении Р_o на втулку 33 действует осевая нагрузка q= q_o, при которой происходит срез штифтов 35, втулка 33 перемещается вниз до упора в уступ корпуса 30 узла установки и разгерметизация радиального ряда промывочных отверстий 31. После получения циркуляции жидкости из НКТ через радиальный ряд промывочных отверстий 31, производят натяжение НКТ, при этом кулачки 32 выходят из кольцевой канавки "б" муфты 12 и входят в кольцевую канавку 34 втулки 33, в результате чего происходит отсоединение узла установки от устройства (фиг.4).

Для съема устройства и извлечения его из скважины в эксплуатационную колонну 39 опускают узел захвата, состоящий из полого корпуса 44 с рядом радиальных отверстий и подпружиненных кулачков 45 (фиг.5). Перед вхождением узла захвата в устройство проводят промывку внутренней его полости, в том числе и кольцевой канавки "а" переводника 11. При вхождении узла захвата в устройство подпружиненные кулачки 45 размещаются в кольцевой канавке "а". Осевым натяжением НКТ на расчетное усилие N=N_o, срезают винты 13 и перемещают вверх кольцевой конус 10 с переводником 11 до упора кольцевого конуса 10 о муфту 12. В результате обеспечиваются условия возвращения шлипсов 9 и уплотнительного элемента 7 в исходное положение, т.е. происходит съем верхнего пакера. После чего, при том же осевом усилии натяжения НКТ, равном N_o, создаваемом в корпусе 2 патрубке 1 и корпусе 14 происходит срез винтов 25 и перемещение корпуса 14 вверх первоначально относительно втулки 18 с уплотнительным элементом 20, кольцевого конуса 21 и шлипсового узла 23. Это создает условия для распакеровки уплотнительного элемента 20 при свободном перемещении ступенчатой втулки 18 вверх за счет действия упругих сил со стороны уплотнительного элемента 20. Затем, при упоре стопорного винта 22 о нижний торец канавки 16, корпус 14 продолжает перемещаться вверх вместе с кольцевым конусом 21 ступенчатой втулки 18 и уплотнительным элементом 20 относительно шлипсового узла 23, в результате шлипсы 24 возвращаются в исходное положение, т. е. происходит съем нижнего пакера, а следовательно, и устройства в целом.

Кроме основного своего назначения, данное устройство может быть применено для подвески потайных обсадных колонн, в частности, при восстановлении бездействующего фонда скважин методом зарезки вторых стволов.

Установка данного устройства в обсадных колонных эксплуатационных скважин позволяет предотвратить падение насосов на забой, а следовательно и ремонтные работы по их извлечению, что является одним из основных видов капитального ремонта скважин.