Пакер-якорь

 

Использование: в области бурения нефтяных и газовых скважин, в частности, при их испытании в процессе бурения трубными испытателями пластов. Обеспечивает возможность выполнения устройством функций нижнего пакера и якоря. Сущность изобретения: уплотнительный элемент нижнего пакера в устройстве выполнен резиновым. Он выполнен с возможностью плотного прилегания к стенкам скважины в ее номинальном диаметре. Устройство имеет верхний и нижний обратные клапаны для перепуска бурового раствора. Кроме того, имеется шпилька. Она удерживает верхний обратный клапан постоянно открытым. Нижний обратный клапан шпилька удерживает в рабочем положении. Она допускает переток бурового раствора только снизу вверх. Шпилька выполнена срезаемой при подъеме устройства свыше двух метров. Это обеспечивает переключение клапанов и обеспечение работы уплотнительного резинового элемента под перепадом давления снизу вверх при его посадке. 4 ил.

Устройство относится к бурению нефтяных и газовых скважин, в частности, к испытанию их в процессе бурения трубными испытателями пластов.

Завод-изготовитель в г. Калуш Ивано-Франковской обл. выпускает размерный ряд якорей ЯК-110/135, ЯК-132/158, ЯК-170/220, ЯК-190/240, разработанных ВНИИ нефтепромгеофизика в г. Уфе Упрнефтегеофизика (Миннефтепром). Они предназначены для установки пакеров в разведочных и добывающих скважинах с целью передачи усилий на стенку ствола скважины в процессе испытания пластов серийными испытателями пластов трубными (ИПТ) типа МИГ-127, МИГ-146, КИИ-2М-146, МИК-95, а также при применении многоциклового поворотного клапана ЗПК М2-146.

Якори применяются в компоновке ИПТ совместно с пакерами сжатия. Их применение с ИПТ позволяет исключить хвостовики для упора пакера в забой скважины.

Длина упомянутых якорей от 1450 до 2840 мм, масса от 72 до 250 кг. Они находятся в эксплуатации и в настоящее время. Пакерующий узел один из важнейших и наименее надежных в работе узлов (Рязанцев Н.Ф. Карнаухов М.Л. Белов А. Е. Испытание скважин в процессе бурения. М. Недра, 1982, раздел "Повышение надежности пакеровки в глубоких скважинах" с.118).

Анализ работ по испытанию показывает, что примерно 45% неудачных работ связано с негерметичностью пакеровки, причем с ростом глубин этот процесс увеличивается.

Решающее значение для обеспечения герметичной пакеровки имеет правильный выбор соотношения диаметров скважины и пакера. Рекомендуемое соотношение 1,10-1,12. В настоящее время на первый план выдвигается задача точного определения не только фактического диаметра скважины, но и профиля ствола в интервале пакеровки. Другой задачей является выбор оптимального перепада давления на пакер (депрессии). Естественно, чем меньше депрессия, тем лучше условия для пакера, но, как показано выше, для качественного испытания желателен перепад давления возможно больший, вплоть до величины, характеризующейся прочностными характеристиками бурильных труб на внешнее сминающее давление.

Записать кавернограмму часть задачи. Другое дело установить пакер в ограниченном интервале ровного ствола скважины.

Заявителю довелось "попадать" нижним пакером (селективное испытание) в "площадку" высотой около четырех метров. Забой скважины превышал 4100 м, разница между двумя контрольными замерами бурильных труб составляла 1,93 метра. "Попали" со второй попытки, обрезав хвостовик на 2 метра.

Для якоря ЯК-170/220 и пакера ПЦРО-170 расстояние между плашками якоря и опорой пакера составляет 1420 мм.

Можно предположить, что при опускании якоря в каверне с освобожденным фиксатором, плашки заклинит якорь в самом начале ровного ствола, а пакер останется в каверне. Пакер-якорь исключает подобный случай, т.к. выполняет две функции: якоря и пакера. В подобном случае подошва каверны будет служить репером, гарантирующим пакеровку устройства на выбранной глубине, в чем и состоит один из технических результатов.

Работа ИПТ без специальных якорей и хвостовиков также относится к техническому результату. Обслуживание пакера-якоря будет намного проще, чем упомянутых выше якорей и стандартных пакеров к ним. Аналогичные устройства (аналоги), выполняющие одновременно две функции якоря и пакера заявителю не известны.

Причины, препятствующие получению указанного технического результата, заявитель указать не может.

Сущность изобретения.

Состоит в том, что пакер-якорь для селективного испытания ИПТ двумя пакерами снабжен сжимаемым резиновым элементом, который постоянно плотно прилегает к стенкам скважины в ее номинальном диаметре. При спуске-подъеме инструмента буровой раствор перетекает внутри устройства через два встречных обратных клапана, сблокированных срезной шпилькой. При спуске верхний клапан удерживается постоянно открытым, а работает нижний обратный клапан, перепуская буровой раствор только снизу-вверх. При подъеме инструмента свыше двух метров нижний обратный клапан срезает шпильку. При этом включается в работу верхний обратный клапан, препятствуя перетоку раствора снизу-вверх. После срезки шпильки нижний обратный клапан выключается из работы.

При посадке инструмента возникает перепад давления, удерживающий пакер-якорь на месте.

На неподвижный пакер-якорь разгружают расположенный над ним ИПТ.

Изобретение поясняется чертежами, где на фиг. 1 частный случай селективного испытания ИПТ, осложненного кавернами; на фиг. 2 чертеж сжимаемого резинового элемента со штоком и верхней опорой; на фиг. 3 положение обратных клапанов при спуске ИПТ; на фиг. 4 положение обратных клапанов при испытании и подъеме инструмента.

На схеме испытания ИПТ с пакером-якорем (фиг. 1) обозначены: 1 - резиновый элемент пакера-якоря; 2 фильтр; 3 продуктивный пласт; 4 - верхний серийный пакер; 5 узлы ИПТ; P₁, P₂, P₃ - давления в соответствующих частях скважины; Q₁ и Q₂ осевые нагрузки, воспринимаемые пакерами; l интервал испытания; H глубина установки пакера-якоря.

Из изложенного выше следует, что, если пакер-якорь будет спущен ниже глубины H, а затем поднят в каверну со срезкой шпильки, то при его опускании он остановится именно на глубине Н.

Величина известна. Верхний пакер встанет на глубине Н-l. Таким образом, интервал испытания будет привязан к реперу-подошве каверны.

Пакер-якорь играет роль поршня в скважине-цилиндре, а трубы роль штока.

Разгрузка инструмента для открытия клапана ИПТ создает перепад давления ниже и выше пакера-якоря P₃-P₂, равному разгрузке инструмента (Q₂) деленной на площадь сечения скважины.

Примем диаметр скважины в 190 мм. Ее площадь сечения составит 283,4 см².

Примем первоначальную разгрузку инструмента равную 100 кН. Тогда P₃ P₂ 3,54 МПа.

Величину начального перепада давления P₃ P₂ ограничивает возможность гидроразрыва ниже пакера-якоря. Применение многоциклового поворотного клапана позволяет снизить первоначальную разгрузку инструмента до 50 кН. При открытии клапана испытателя давление P₂ резко падает вплоть до расчетного. Перепады давления P₁ P₂ и P₃ P₂ практически можно считать одинаковыми, то есть система из двух пакеров гидравлически уравновешена. Последняя модель пакера сжатия пакер цилиндрический с раздвижными металлическими опорами типа ПЦРО. В якоре ЯК-170/220 расстояние от плашек до торца верхней присоединительной резьбы 750 мм.

В ПЦРО-170 (диаметром 170 мм) расстояние от торца присоединительной резьбы до его опоры 670 мм. 2 Итого от плашек якоря до опоры пакера 1420 мм.

В частном случае, изображенном на фиг. 1, опора пакера может оказаться в каверне.

Резиновый элемент, изображенный на фиг. 2, свободно перемещается по штоку длиной около двух метров, что позволяет приподнимать инструмент при спуске.

На шток навернуты опоры. Нижняя опора схематично показана на фиг. 1. Верхняя опора показана на фиг. 2. Диаметры опор одинаковые и равные.

При спуске инструмента нижняя опора будет сдирать глинистую корку в местах сужения скважины. Диаметр резинового элемента D равен номинальному диаметру скважины.

Для D 190 мм отношение D:d принято равным 1,06. Резиновый элемент может сжиматься до величины 2б. Резиновый элемент возможно изготовить из пакера большего диаметра. Подобный опыт имеется.

На фиг. 3 показано положение обратных клапанов при спуске инструмента, где: 1 срезная шпилька; 2 падающее седло с крестовиной; 3 тарелка нижнего обратного клапана; 4 крестовина; 5 тарелка верхнего обратного клапана.

Срезная шпилька 1 удерживает крестовину падающего седла 2 нижнего обратного клапана и центральный шток с тарелкой верхнего обратного клапана 5 в нижнем положении. Работает только нижний обратный клапан, перепуская буровой раствор только в одном направлении снизу-вверх. При подъеме инструмента свыше двух метров нижняя опора штока (фиг. 1) поднимает резиновый элемент.

В стволе скважины номинального диаметра переток бурового раствора сверху-вниз исключен.

За счет подъема резинового элемента возникает перепад давления P₂ P₃ (фиг. 1). За счет него крестовина падающего седла обратного клапана 2 срезает шпильку 1.

Седло с крестовиной падает в соответствующую полость переводника, а тарелка 3 удерживается головкой штока. Верхняя пружина приподнимает тарелку верхнего обратного клапана 5.

Буровой раствор может перетекать только сверху-вниз. При опускании инструмента свыше двух метров верхняя опора штока (фиг. 2) упирается в резиновый элемент. Инструмент разгружается на резиновый элемент, возникает перепад давления P₃ P₂ (фиг. 1), Опираясь на пакер-якорь, производят штатные манипуляции с ИПТ, то есть производят испытание объекта.

Положение клапанов при испытании объекта и подъема инструмента показано на фиг. 4. Обозначения те же, что и на фиг. 3. Тарелка нижнего обратного клапана 3 свободно висит на штоке. Тарелка верхнего обратного клапана 5 пружиной прижата к седлу, препятствуя перетоку бурового раствора снизу-вверх и воспринимая перепад давления P₃ P₂ в период испытания. При подъеме инструмента верхний обратный клапан перепускает буровой раствор сверху-вниз.

Описание устройства в статическом состоянии.

На фиг. 1 показана установка пакера-якоря в стволе скважины, осложненном кавернами.

Пакер-якорь находится в статическом состоянии как при передаче на него нагрузки для открытия клапана испытателя пластов (см. выше), так и в период испытания, воспринимая осевую нагрузку Q₂, о чем сказано выше.

На фиг. 2 изображен сжимаемый резиновый элемент в верхнем положении, упирающийся в верхнюю опору.

На фиг. 3 показано статическое положение встречных обратных клапанов, сблокированных срезной шпилькой 1. Стрелками вверху показан возможный переток бурового раствора только при спуске инструмента.

На фиг. 4 показано статическое положение обратных клапанов после срезки шпильки.

Стрелками вверху показан возможный переток бурового раствора только при подъеме инструмента.

Работа устройства описана выше.

Формула изобретения

Пакер-якорь к испытателю пластов трубному для селективного испытания нефтяных и газовых скважин двумя пакерами, отличающийся тем, что уплотнительный элемент нижнего пакера выполнен резиновым и с возможностью плотного прилегания к стенкам скважины в ее номинальном диаметре, верхним и нижним обратными клапанами для перепуска бурового раствора, и шпилькой, удерживающей верхний обратный клапан постоянно открытым, а нижний обратный клапан в рабочем положении, допускающем переток бурового раствора только снизу вверх, при этом шпилька выполнена срезаемой при подъеме устройства свыше двух метров для переключения клапанов и обеспечения работы уплотнительного резинового элемента под перепадом давления снизу вверх при его посадке.

РИСУНКИ

Рисунок 1, Рисунок 2, Рисунок 3, Рисунок 4