Термостійкийпакер
Власники патенту UA 2267003:
Винахід відноситься до нафтової промисловості і призначене для герметизації міжтрубного простору переважно геотермальних і паронагнітальних свердловин над інтервалом перфорації шляхом передачі моменту, що крутить, ліфтовою колоною труб на стовбур пакера. Забезпечує надійність у роботі. Пристрій складається з стовбура (С), пов'язаного з перехідною муфтою (ПМ), з пальцем (П), що входить в байонетний паз «а» мандрелі (М), перекритий бандажом (Б). М, Б та ПМ пов'язані між собою тарованим зрізним елементом (ТСЕ). М пов'язана з подовжувачем (У) через сполучну муфту (СМ). Пакер забезпечений ущільнювальним елементом (УЕ) і ущільнювачем (УП) між верхньою кришкою (ВК) та нижньою кришкою (НК), яка через шток (Ш) пов'язана з верхнім розтискним конусом (ВРК), що охоплюється кожухом (К) з підпружиненими плашками (ПП) ) у поздовжніх вікнах, що спираються також на нижній розтискний конус (НРК), пов'язаний через штовхач (Т) з різьбовою гайкою (РГ), забезпеченою збірним упором (СУ) з фігурним виступом (ФВ), зверненим у бік Т, забезпеченого фігурним виступом у відповідь . СУ містить поздовжні пази, в яких встановлені сухарі, що входять у відповідні поздовжні вікна в подовжувачі (У), що підтримуються в цьому положенні гільзою підтримуючої (ПГ). ПГ пов'язана з У тарированним зрізним елементом і містить на зовнішній поверхні кільцеву проточку. На нижньому кінці Т встановлена гайка та захоплення пружин центратора. ФВ встановлені з можливістю взаємодії один з одним при сприйнятті лівого обертання, а їх висота прийнята менше кроку різьблення РГ. При правому обертанні З РГ взаємодіє з Т і вводить НРК під ПП з виходом останніх з поздовжніх вікон До контакту з обсадною колоною та подальшою деформацією УП. Лівим поворотом Сразом з ПМ виводять П з байонетного паза в тілі М і переміщають З вгору в нейтральне положення. Пакер готовий до роботи. 9 іл.
Винахід відноситься до нафтової промисловості та призначене для герметизації стовбура переважно геотермальних та паронагнітальних свердловин.
Аналіз винахідницького рівня показав таке.
Відомо пристрій для герметизації міжтрубного простору [1], що містить шток з пазом, встановлені на штоку ущільнювальний елемент, верхній і нижній вузли заякорювальні у вигляді підпружинених плашок, введених у вікна корпусу, конуси з внутрішнім виступом, розміщені відповідно над і під ущільнювачем в нижньому заякорювальному вузлі, перекладач, пружинні центратори, встановлені по периметру корпусу.
У процесі спуску пакера в свердловину пружинні центратори вузлів, що заякорюють, постійно притиснуті до стінки свердловини, плашки введені у вікна корпусу і зафіксовані від несанкціонованого переміщення в радіальному напрямку.
Пакер на ліфтовій колоні труб спускається у свердловину на задану глибину. Натягуванням труб, при контакті пружинних центраторів зі стінкою колони обсадної, і поворотом вправо, вводять палець фіксатора в довгу частину паза з розвантаженням ваги інструменту. Шток переміщається вниз щодо заякорювальних вузлів із введенням нижнього конуса під плашки, які переміщуються до стінки свердловини.
При розвантаженні інструмента нижній виступ штока входить у контакт із додатковим виступом верхнього конуса і стискає пружину. Ущільнювальний елемент під дією навантаження, що стискає, деформується до стінки свердловини і герметизує міжтрубний простір.
Для переведення пакера у транспортне положення знімають надлишковий тиск у підпакерній зоні. Шток з верхнім конусом таущільнювачем переміщуються вниз до упору нижній конус. Зусиллям пружини плашки якоря повертаються у вихідне положення.
Натягом ліфтової колони труб знімають навантаження, що стискає, з пакера і піднімають його на поверхню.
- для малих глибин, характерних для паронагнітальних свердловин, буває недостатньо ваги ліфтової колони труб, особливо у разі використання термостійкого ущільнювача, що має підвищену жорсткість.
Відомий пакер ПН-ЯМ [2]. Пакер складається з ущільнювального пристрою, плашкового механізму та фіксатора. На стовбурі пакера вільно насаджений конус та ущільнювальні манжети між конусом та верхнім упором. Плашки встановлені в пазах плашкотримача та притискаються до конуса пружинами. Корпус ліхтаря з'єднаний з байонетним замком, що має фігурний паз, в якому розташований палець, жорстко зв'язаний зі стовбуром. Над байонетним замком у вікнах корпусу встановлені черевики з можливістю контакту зі стінкою обсадної колони при спуску. Верхній кінець стовбура має муфту для з'єднання з ліфтовою колоною труб.
Пакер на ліфтовій колоні труб спускають у свердловину на задану глибину. Завдяки тертю черевиків об стінку експлуатаційної колони забезпечується нерухомість корпусу і плашок якірить вузла при передачі обертання на ствол. При натягу труб на величину, необхідну для створення розрахункового осьового навантаження і обертанням на півтора-два обороти вправо, палець виводять у фігурний паз і по ньому опускаються в довгий паз. Разом з пальцем стовбур переміщається вниз щодо плашок корпусу з введенням конуса в контакт з розсувними плашками якоря та переміщенням їх у радіальному напрямку до контакту зі стінкою обсадної колони труби. При подальшому переміщенні ствола здійснюється стиск манжет та їх деформація до стінки обсадної колони.шляхом передачі частини ваги ліфтової колони труб.
Порядок вилучення пакера – зворотний. При підйомі та повороті труб вліво повертається і пов'язаний з ними ствол, що призводить до можливості його осьового переміщення щодо ущільнювача та плашок з введенням пальця у фігурний паз байонетного замка, що дозволяє при необхідності повторно здійснити посадку пакера без його вилучення на поверхню.
До недоліків конструкції пакера слід віднести необхідність постійної передачі ваги ліфтової колони на ущільнювач і вузол, що якорить для надійної фіксації пакера і герметизації міжтрубного простору в процесі експлуатації і сприйняття тиску знизу.
В умовах застосування пристрою в геотермальних і паронагнітальних свердловинах при подачі теплоносія і термічній зміні довжини ліфтової колони труб існують умови, коли можливе неконтрольоване зростання осьового навантаження на ущільнювач зі зростанням контактних напруг і неконтрольованим збільшенням крутного моменту при повороті стовбура пакера можливістю відкручування ліфтової колони труб, що є неприпустимим.
У конструкцію пакера не входить пристрій для компенсації термічної зміни ліфтової колони труб, щоб зменшити або підтримувати на розрахунковому рівні контактну напругу, що в свою чергу передбачає зниження ваги ліфтової колони, що повідомляється ущільнювальному елементу, а значить, і знизити надійність його роботи, оскільки глибина свердловин , де здійснюється термообробка продуктивного пласта, обмежена (Н Винахід відноситься до нафтовидобувної промисловості, а саме до конструкцій пакерів, що фіксуються, призначених для будівництва, експлуатації та дослідження в свердловинах, заповнених рідиною.