пакер гидравлический съемный для подземных хранилищ газонефтепродуктов

Формула изобретения

Пакер гидравлический съемный для подземных хранилищ газонефтепродуктов, содержащий корпус с муфтой, снабженный гидроцилиндром с поршнем, заякоривающий и фиксирующий механизмы со срезными винтами, уплотнительный узел, выполненный в виде кольцевых манжет, и срезной шаровой клапан, размещенный в нижней части корпуса, отличающийся тем, что по обе стороны от кольцевых манжет установлены воротниковые манжеты с нажимными и опорными кольцами, а к нижней части корпуса последовательно подсоединен дополнительный срезной шаровой клапан.

Описание изобретения к патенту

Предлагаемое изобретение относится к области эксплуатации подземных хранилищ газообразных и жидких углеводородов и предназначено для запакеровки межколонного пространства в технологической скважине с целью защиты основной обсадной колонны труб от воздействия скважинной среды. Устройство может быть использовано в нефтяной и газовой промышленности.

Известен пакер (Патент РФ №2018628, МПК Е 21 В 33/12, опубл. 1994 г.), содержащий шаровые фиксаторы и упругие кольца. Верхний конус пакера выполнен с канавкой по наружной образующей и каналами под шаровые фиксаторы и упругое кольцо. При этом ствол имеет выполненный над верхним конусом бурт с наружным диаметром, меньшим внутреннего диаметра верхнего конуса. Шаровые фиксаторы установлены с возможностью взаимодействия со стволом и упругим кольцом. Стопорные элементы выполнены в виде подпружиненных шариков. В месте контакта верхнего конуса и плашек выполнены соответственно каналы под стопорные элементы и канавки под их шарики.

Известен также пакер (Патент РФ №2101461, МПК Е 21 В 33/12, опубл. 1998 г.), содержащий шток с пазом. На штоке установлены уплотнительный элемент, верхние и нижние заякоривающие узлы и конусы с внутренним выступом. Они размещены соответственно над и под уплотнительным элементом. В нижнем заякоривающем узле установлен фиксатор и переводник, закрепленный на верхнем конце штока. Часть штока выполнена с верхним и нижним выступами и размещена внутри верхнего конуса. Последний выполнен с дополнительным внутренним выступом. Выступ находится во взаимодействии с нижним выступом штока. Между верхним и дополнительным выступами верхнего конуса размещена пружина. Расстояние между нижним выступом штока и дополнительным выступом верхнего конуса не менее расстояния перемещения верхнего конуса до зацепления плашек верхнего заякоривающего узла со стенкой скважины. Это расстояние не должно превышать расстояние от верхнего торца корпуса верхнего заякоривающего узла до нижнего торца переводника.

Недостатками указанных пакеров являются сложность выполнения конструкций из-за наличия сравнительно большого количества пружин и подпружиненных основных узлов и деталей, что приводит к снижению надежности в работе устройства и усложнению технологии изготовления пакеров.

Наиболее близким к заявляемому является пакер типа ПД-ЯГР, входящий в комплекс скважинного газового оборудования КСГ и предназначенный для разобщения двух зон добычной газовой скважины при ее эксплуатации (Монтаж, эксплуатация и ремонт оборудования фонтанных и нагнетательных скважин: Справочник рабочего.-М.: Недра, 1989, с.206-208). Пакер состоит из корпуса, соединенного с верхним и нижним стволами, на которых установлены гидроцилиндр с поршнем, заякоривающий и фиксирующий механизмы и уплотнительный узел. В верхнем стволе установлены муфта с цангой, служащие для соединения и разъединения пакера с колонной подъемных труб. Нижний ствол снабжен срезными винтами, а в нижней части ствола установлен срезной шаровой клапан. Заякоривающий механизм включает срезные винты, плашки, конусы, взаимодействующие с поршнем гидроцилиндра. Уплотнительный узел состоит из кольцевых манжет с шайбами, фиксируемых в сжатом положении храповиком механизма фиксации.

Недостатками известного пакера являются сравнительно небольшой срок службы и невысокая надежность работы, так как его уплотнительный узел плохо защищен от воздействия скважинной среды (нефть, газ, газовый конденсат и др.). Кроме того, этот пакер является неизвлекаемым, и при его демонтаже требуется разбуривание специальной фрезой.

Техническая задача, решаемая при создании заявляемого устройства, заключается в разработке гидравлического съемного пакера, более надежного и долговечного.

Решение этой задачи позволяет повысить срок эксплуатации пакера, обеспечить надежность и безопасность эксплуатации самих подземных хранилищ.

Решение указанной задачи достигается при использовании гидравлического пакера, содержащего корпус с муфтой, снабженный гидроцилиндром с поршнем, заякоривающий и фиксирующий механизмы со срезными винтами, уплотнительный элемент, выполненный в виде кольцевых манжет, и срезной шаровой клапан, размещенный в нижней части корпуса, при этом, согласно предлагаемому изобретению, по обе стороны от кольцевых манжет уплотнительного элемента установлены воротниковые манжеты с нажимными и опорными кольцами, к нижней части корпуса последовательно подсоединен дополнительный срезной шаровой клапан.

В предлагаемой конструкции пакера установка воротниковых манжет способствует увеличению срока службы устройства, поскольку его уплотнительный элемент защищен от непосредственного воздействия рабочей среды и преждевременного разрушения. Дополнительный срезной шаровой клапан обеспечивает функционирование воротниковых манжет с нажимными и опорными кольцами.

На чертеже показан общий вид гидравлического съемного пакера для скважин подземных хранилищ газонефтепродуктов, представленный в разрезе.

Пакер состоит из корпуса 1 с муфтой 2 в верхней части, снабженный гидроцилиндром 3 с поршнем 4, заякоривающим и фиксирующим механизмами и уплотнительным узлом. Заякоривающий механизм включает конус 5, взаимодействующий с плашками 6 и размещенный в средней части корпуса 1. Фиксирующий механизм состоит из пружинных колец 7, стопорящих положение плашек 6, срезных винтов 8 и храповика 9, фиксирующего кольцевые манжеты 10 уплотнительного узла в их сжатом положении. Кольцевые манжеты 10 вместе с шайбами 11 закреплены на корпусе 1. По обе стороны от кольцевых манжет 10 установлены воротниковые манжеты 12 с нажимными 13 и опорными 14 кольцами. В нижней части корпуса 1 последовательно установлены верхний 15 и нижний 16 срезные шаровые клапаны, размещенные в корпусе 17, соединенном с полостью корпуса 1 патрубком 18. Срезные шаровые клапаны 15, 16 снабжены седлами 19, 20 со срезными винтами 21 и 22.

Работа пакера осуществляется следующим образом.

Пакер, устанавленный посредством муфты 2 на подвесной рабочей колонне труб, спускают в обсадную колонну труб технологической скважины подземного резервуара (не показаны). По достижении проектной отметки установки пакера спуск колонны труб прекращается. Затем в подвесную колонну труб бросают шар для перекрытия проходного отверстия седла 20 нижнего срезного шарового клапана 16. После этого в подвесную колонну труб подают рабочую жидкость (воду), за счет чего путем повышения давления (величина давления зависит от условий эксплуатации) гидравлический пакер приводится в рабочее состояние. При этом избыточное давление рабочей жидкости через отверстие в корпусе 1 пакера передается на поршень 4 гидроцилиндра 3 и конус 5. Под воздействием избыточного давления происходит срезание винтов 8 и перемещение поршня 4, при взаимодействии с которым одновременно перемещаются друг относительно друга конус 5 и храповик 9. Перемещаясь по гидроцилиндру 3, поршень 4 оказывает механическое воздействие на опорные кольца 14, шайбы 11, нажимные кольца 13, одновременно с этим воротниковые манжеты 12 раскрываются, а кольцевые манжеты 10 сжимаются и, прижимаясь к стенке обсадной колонны труб, герметизируют межтрубное пространство. При движении конуса 5 по его направляющей поверхности перемешаются плашки 6, прижатием которых к стенке обсадной колонны труб пакер фиксируется от осевого перемещения. Поршень 4 и конус 5 удерживаются от обратного перемещения друг относительно друга пружинными кольцами 7 и храповиком 9.

Затем при повышении давления в подвесной колонне труб до расчетной величины происходит срезание срезных винтов 21 нижнего срезного шарового клапана 16 и падение седла 20 с шаром на дно подземного резервуара, что регистрируется падением давления на манометре.

После осуществления описанных выше предварительных операций производится окончательная запакеровка межтрубного пространства технологической скважины. Для этого в подвесную колонну труб бросают шар большего диаметра, который перекрывает проходное сечение седла 19 верхнего срезного шарового клапана 15, после чего путем повышения давления в подвесной колонне труб производится дополнительное раскрытие воротниковых манжет 12 и обеспечивается тем самым более полное прижатие их к стенке основной обсадной колонны труб.

При последующем повышении давления в эксплуатационной колонне труб до расчетной величины происходит срезание срезных винтов 22 верхнего срезного шарового клапана 15 и падение седла 19 с шаром на дно подземного резервуара. Таким образом обеспечивается освобождение проходного сечения подвесной рабочей колонны труб.

В случае, когда межтрубное пространство подвесной и основной обсадной колонн труб оказывается незагерметизированным пакером посредством его срезных шаровых клапанов 15, 16, в подвесную колонну труб спускается дублирующий клапан (не показан). Спуск этого клапана осуществляется с использованием канатной техники, а установка клапана в седле пакера производится с помощью инструмента подъема замка и стандартного набора инструментов канатной техники. Извлечение указанного клапана производится тем же набором инструментов.