Стационарный пакер и способ газлифта с использованием стационарного пакера

Группа изобретений относится к стационарному пакеру и способу газлифта с его использованием. Стационарный пакер содержит корпус пакера и закладную трубу газлифта. Закладная труба газлифта имеет закрытый верхний конец и открытый нижний конец и снабжена обратным клапаном, через который текучая среда может проходить сверху вниз. Закладная труба газлифта проходит через резиновый цилиндр корпуса пакера вверх и вниз и жестко соединена с резиновым цилиндром пакера. Верхний конец закладной трубы газлифта выполнен с возможностью его вскрытия, так что пространство между эксплуатационным нефтепроводом и эксплуатационной колонной далее сообщается от верхнего конца закладной трубы газлифта к ее нижнему концу на нижнюю сторону стационарного пакера под резиновым цилиндром пакера. Технический результат заключается в повышении эффективности работы газовой скважины при отводе жидкости из нее с помощью газлифта. 2 н. и 8 з.п. ф-лы, 7 ил.

 

Заявление о приоритете

[0001] Настоящая заявка испрашивает приоритеты согласно китайскому патенту на изобретение, поданному 16 сентября 2019 г. с номером заявки 201910871370.5, озаглавленному "Стационарный пакер и способ газлифта с использованием стационарного пакера", и китайскому патенту на изобретение, поданному 16 сентября 2019 г. с номером заявки 201910871364.Х, озаглавленному "Изолированная газлифтная труба для отвода воды и газа", которые полностью включены в настоящий документ посредством ссылки.

Область техники

[0002] Настоящее изобретение относится к пакеру и способу газлифта с использованием пакера и, в частности, к стационарному пакеру и способу газлифта с использованием стационарного пакера.

Уровень техники

[0003] В процессе разработки нефтегазовых месторождений газовую скважину обычно используют для добычи нефти и газа в подземном продуктивном пласте. Однако, когда газовая скважина разработана до средней и поздней стадии, ствол газовой скважины и призабойный пласт имеют тенденцию к накоплению жидкости. Когда имеется слишком большое накопление жидкости или слишком серьезный водоприток, давление накопления жидкости нейтрализует давление газовой скважины, что препятствует добыче нефти и газа. В это время необходимо дренировать газовую скважину для возобновления нормальной добычи.

[0004] Существующие процессы добычи газа с использованием дренирования подразделяются на механические процессы и физико-химические процессы, среди которых механические процессы включают в себя процесс добычи газа с использованием дренирования посредством колонны труб, процесс добычи газа с использованием дренирования посредством газлифта, процесс добычи газа с использованием дренирования посредством электрического погружного насоса, процесс добычи газа с использованием механического дренирования, в то время как физико-химические процессы в основном представляют собой процессы добычи газа с использованием пенного дренирования. В процессе добычи газа с использованием дренирования посредством газлифта, например, природный газ высокого давления закачивают с поверхности в газовую скважину с остановкой выброса через колонну газлифтных труб, энергию газа используют для подъема жидкости в стволе скважины и, таким образом, поднимают забойную жидкость на поверхность, для достижения цели добычи газа с использованием дренирования, а затем газовая скважина может возобновить нормальную добычу («Дренирование газовой скважины и добыча», издательство Петролеум Индастри Пресс (Petroleum Industry Press), 2009, ISBN 97875021700041; «Технология дренирования и добычи газа», издательство Петролеум Индастри Пресс (Petroleum Industry Press), 2011, ISBN 9787502186968; и «Техническое руководство по дренированию и добыче газа», издательство Петролеум Индастри Пресс (Petroleum Industry Press), 2014, ISBN 9787518303854).

[0005] Однако для газовых скважин типа "три высоких показателя" с высокой температурой, высоким давлением и высоким содержанием серы, вследствие вышеупомянутой особенности подземного пласта и с целью защиты обсадной колонны для осуществления обычно используют стационарный пакер, а для добычи природного газа используют эксплуатационную колонну со стационарным пакером. В процессе добычи газа с использованием дренирования посредством газлифта в известном уровне техники используют перфорацию на пакере, устанавливают канал сообщения с масляной рубашкой, и нефтяная труба в положении над перфорацией может быть поднята на поверхность посредством нагнетания газа в затрубное пространство, и осуществляют добычу газа с использованием дренирования, но только если пакер близок к продуктивному интервалу. Поскольку расположение пакера вдали от продуктивного пласта (например, скважина Longgang 001-3) и нахождение уровня накопленной жидкости ниже положения пакера, а также перфорация на пакере не могут удовлетворять требованию по отводу воды и добыче газа («Технология добычи газа с использованием дренирования посредством трубной перфорации газлифта», «Технология бурения и добычи нефти», стр. 103-105, выпуск 3, 2014, внутренний серийный номер: 13-1072/ТЕ, международный серийный номер: 1000-7393; «Применение технологии газлифтного бурения труб на газовом месторождении Пинху», «Нефть морских месторождений», стр. 53-56, выпуск 2, 2019, внутренний серийный номер: 31-1760/ТЕ, международный серийный номер: 1008-2336). Однако существующие решения не решают вышеупомянутых проблем. Например, пакер, раскрытый в US 2009095467, содержит корпус пакера и газлифтную трубу, которая имеет открытый нижний конец и вертикально проникает через корпус пакера. Однако конструкция пакера по US 2009095467 не обеспечивает постоянного уплотнения пакера и газлифта без осуществления ремонта скважины.

Раскрытие сущности изобретения

[0006] Одной из задач настоящего изобретения является создание стационарного пакера и разработка способа газлифта с использованием стационарного пакера для устранения вышеуказанных недостатков для решения технических проблем известного уровня техники, таких как невозможность выполнения требований по отводу воды и добыче газа.

[0007] Для решения вышеуказанных технических проблем в настоящем изобретении использованы следующие технические схемы:

[0008] В соответствии с настоящим изобретением предлагается стационарный пакер, причем корпус пакера содержит двухпозиционную муфту, соединенную с центральной трубой, причем нижний конец центральной трубы соединен с нижним трубным соединением; а стопорная втулка, стопорная пружина, верхняя плашка, верхний конус, резиновый цилиндр пакера, нижний конус, нижняя плашка и стопорное кольцо расположены снаружи центральной трубы в порядке сверху вниз.

[0009] В соответствии с настоящим изобретением предлагается способ газлифта с использованием стационарного пакера, включающий следующие этапы:

[0010] S1: заделка закладной трубы газлифта при установке стационарного пакера, причем закладная труба газлифта имеет закрытый верхний конец и открытый нижний конец, снабжена обратным клапаном, через который текучая среда может проходить сверху вниз, расположена между эксплуатационным нефтепроводом и эксплуатационной колонной, проходит через пакерующую конструкцию стационарного пакера и имеет герметичное соединение с пакерующей конструкцией;

[0011] S2: спуск разрушающего устройства из эксплуатационной колонны при газлифте для вскрытия верхнего конца закладной трубы газлифта таким образом, чтобы верхний и нижний концы закладной трубы газлифта сообщались;

[0012] S3: нагнетание газа в эксплуатационную колонну, подъем накопившейся в забое жидкости на поверхность для осуществления газлифта;

[0013] S4: после осуществления газлифта нагнетание отверждаемой текучей среды с верхнего конца закладной трубы газлифта для укрепления и блокировки закладной трубы газлифта.

[0014] По сравнению с известным уровнем техники одним из преимуществ настоящего изобретения является то, что в изобретении применен способ газлифта с использованием стационарного пакера, и закладную трубу газлифта предварительно заглубляют при установке стационарного пакера, что не влияет на герметизирующие свойства стационарного пакера, может быть полностью адаптировано к требованиям на ранней и средней стадиях освоения газовой скважины, и в то же время может обеспечить реализацию газлифта без капитального ремонта на средней и поздней стадиях освоения газовой скважины, а также имеет низкую стоимость осуществления и высокую степень безопасности.

[0015] Предложенный в соответствии с изобретением стационарный пакер, выполненный с возможностью осуществления газлифта, имеет оригинальную конструкцию и реализует две функции постоянной пакеровки и газлифта на основе неизменности имеющихся режимов настройки и герметизации.

Краткое описание чертежей

[0016] Как часть описания настоящего изобретения нижеследующие сопроводительные чертежи иллюстрируют примерные варианты осуществления настоящего изобретения и вместе с описанием служат для иллюстрации принципов изобретения.

[0017] ФИГ. 1 схематически изображает стационарный пакер в соответствии с настоящим изобретением.

[0018] ФИГ. 2 изображает вид сверху пакера по ФИГ. 1.

[0019] ФИГ. 3 изображает вид в разрезе по линии А-А на ФИГ. 2.

[0020] ФИГ. 4 изображает вид в разрезе по линии В-В на ФИГ. 2.

[0021] ФИГ. 5 схематически изображает корпус пакера.

[0022] ФИГ. 6 изображает увеличенный вид участка С на ФИГ. 3.

[0023] ФИГ. 7 изображает увеличенный вид участка D на ФИГ. 5.

[0024] Ссылочные обозначения:

100 - гидравлическое установочное устройство;

101 - верхнее трубное соединение;

102 - верхняя наружная втулка;

103 - верхняя центральная труба;

104 - верхний держатель резинового цилиндра;

105 - упругое противоударное кольцо;

106 - поршень;

107 - пусковой срезной штифт;

108 - опорная втулка поршня;

109 - сбросное трубное соединение;

110 - верхнее впускное отверстие для жидкости;

111 - нижнее впускное отверстие для жидкости;

112 - нижняя центральная труба;

200 - корпус пакера;

201 - двухпозиционная муфта;

202 - центральная труба;

203 - стопорная втулка;

204 - стопорная пружина;

205 - верхняя плашка;

206 - верхний конус;

207 - камера для хранения жидкости;

208 - труба для нагнетания жидкости;

209 - нижний конус;

210 - нижняя плашка;

211 - стопорное кольцо;

212 - нижнее трубное соединение;

213 - установочный срезной штифт;

214 - срезной штифт верхнего конуса;

215 - срезной штифт камеры для хранения жидкости;

216 - резиновый цилиндр пакера;

217 - кольцевая полость;

218 - опорный стержень;

219 - срезной штифт нижнего конуса;

220 - закладная труба газлифта;

221 - обратный клапан;

222 - фиксирующее седло;

223 - стальной шар и

224 - опорная рама.

Осуществление изобретения

[0025] Для прояснения целей, технического решения и преимуществ варианта осуществления настоящего изобретения сущность настоящего изобретения будет отчетливо проиллюстрирована сопроводительными чертежами и подробным описанием, и после понимания осуществления настоящего изобретения специалистами в данной области техники изменения и модификации могут быть внесены в технологию, изложенную в настоящем изобретении, в пределах сущности и объема настоящего изобретения.

[0026] Для прояснения технического решения и преимуществ настоящего изобретения далее более подробно описан вариант осуществления настоящего изобретения со ссылкой на сопроводительные чертежи.

[0027] В соответствии с вариантами осуществления настоящего изобретения предлагается способ газлифта с использованием стационарного пакера, причем способ включает следующие этапы: этап а: заделка закладной трубы 220 газлифта при установке стационарного пакера, причем закладная труба 220 газлифта имеет закрытый верхний конец и открытый нижний конец, снабжена обратным клапаном 221, через который текучая среда может проходить сверху вниз, расположена между эксплуатационным нефтепроводом и эксплуатационной колонной, проходит через пакерующую конструкцию стационарного пакера и имеет герметичное соединение с пакерующей конструкцией, верхний конец закладной трубы 220 газлифта выступает из верхнего конца пакерующей конструкции, а нижний конец закладной трубы 220 газлифта выступает из нижнего конца пакерующей конструкции; этап b: спуск разрушающего устройства (разрушающее устройство может представлять собой существующий перфоратор, резак и т.п., способный пробить стенку закладной трубы 220 газлифта) из эксплуатационной колонны при газлифте для вскрытия верхнего конца закладной трубы 220 газлифта таким образом, чтобы верхний и нижний концы закладной трубы 220 газлифта сообщались; этап с: нагнетание газа в эксплуатационную колонну, причем нагнетаемый газ проходит через закладную трубу 220 газлифта на обратную сторону пакерующей конструкции, так чтобы обеспечить подъем накопившейся в забое жидкости на поверхность и осуществление газлифта.

[0028] Посредством вышеприведенной технической схемы в способе газлифта в соответствии с вариантами осуществления закладную трубу 220 газлифта предварительно заглубляют при установке стационарного пакера, закладная труба 220 газлифта является несообщающейся до разрушающего вскрытия, это не влияет на герметизирующие свойства стационарного пакера, а характеристики соответствуют характеристикам существующего стационарного пакера и могут полностью адаптироваться к требованиям ранней и средней стадий освоения газовой скважины. На средней и поздней стадиях освоения газовой скважины в пласте вблизи ствола скважины и забоя имеется слишком много накопившейся жидкости или серьезный водоприток, так что необходимо дренировать газовую скважину для добычи газа. Верхний конец закладной трубы 220 газлифта вскрывают, так что верхний и нижний концы закладной трубы 220 газлифта могут сообщаться. Обеспечен обратный клапан 221, который может предотвращать попадание высокого давления под пакерующей конструкцией на верхнюю сторону над пакерующей конструкцией, что, с одной стороны, может обеспечить безопасность выполнения этапа b, а с другой стороны, после завершения операции дренирования с использованием эрлифта нет необходимости в поддержании постоянно высокого давления в эксплуатационной колонне, что может не только снизить затраты на добычу, но также снизить нагрузку на оборудование и повысить безопасность. Эксплуатационная колонна находится под давлением, и когда давление превышает давление под пакерующей конструкцией, газ поступает ниже пакерующей конструкции через обратный клапан 221 для подъема накопившейся жидкости из продуктивного пласта на поверхность и реализации газлифта.

[0029] Следует подчеркнуть, что закладная труба 220 газлифта заделана таким образом, что помимо проникновения через такую пакерующую конструкцию, как резиновый цилиндр 216 пакера, описанный ниже, закладная труба 220 газлифта может быть заделана в стенку центральной трубы 202 пакера без ущерба для механических свойств пакера, или такой проход газлифта может быть открыт в стенке центральной трубы 202 при условии, что открыт верхний конец канала газлифта, и, таким образом, может быть реализован газлифт. Существуют различные варианты осуществления, и все другие варианты осуществления, полученные специалистами в данной области техники без творческих усилий, находятся в пределах объема охраны настоящего изобретения.

[0030] В настоящем варианте осуществления для герметизации пакера после осуществления газлифта посредством указанного способа с верхнего конца закладной трубы 220 газлифта нагнетают отверждаемую текучую среду после осуществления газлифта, и закладную трубу 220 газлифта усиливают и герметизируют. Отверждаемая текучая среда поступает в закладную трубу 220 газлифта, заполняет обратный клапан 221 и трубу над ним и снова герметизирует закладную трубу 220 газлифта после затвердевания, так чтобы предотвращать выход из строя уплотнения вследствие выхода из строя обратного клапана 221. В конкретной операции отверждаемая текучая среда может быть закачана по меньшей мере двумя способами: один способ заключается в спуске контейнера, содержащего отверждаемую текучую среду, который прокалывают над закладной трубой 220 газлифта для обеспечения поступления отверждаемой жидкости; в альтернативном варианте текучую среду медленного отверждения закачивают непосредственно с верхнего конца эксплуатационной колонны, и она стекает к пакерующей конструкции под действием силы тяжести, и затем поступает в закладную трубу 220 газлифта. Для содействия поступлению отверждаемой текучей среды в закладную трубу 220 газлифта в эксплуатационную колонну может быть подано высокое давление, а затем обеспечено пониженное давление, что обеспечивает возможность полной герметизации обратного клапана 221 отверждаемой жидкостью для закрытого отверждения.

[0031] Как показано на ФИГ. 5, для удобного разрушения верхнего конца закладной трубы 220 газлифта при помощи разрушающего устройства верхний конец закладной трубы 220 газлифта отгибают от стационарного пакера, что может уменьшить вероятность повреждения стационарного пакера разрушающим устройством.

[0032] Как показано на ФИГ. 7, в частности, для обеспечения выдерживания высокого давления обратным клапаном 221 указанный клапан может включать в себя фиксирующее седло 222, стальной шар 223 и опорную раму 224, причем фиксирующее седло 222 снабжено сквозным отверстием, проходящим через его верхнюю и нижнюю поверхности, при этом диаметр сквозного отверстия меньше диаметра стального шара 223, что может обеспечить застревание стального шара 223 в сквозном отверстии с блокировкой сквозного отверстия; опорная рама 224 расположена под фиксирующим седлом 222, причем опорная рама 224 и фиксирующее седло 222 соответственно жестко соединены с внутренней стенкой закладной трубы 220 газлифта; и стальной шар 223 может перемещаться между опорной рамой 224 и фиксирующим седлом 222. Для обеспечения чувствительности обратного клапана 221 при расположении стального шара 223 на опорной раме 224 расстояние между стальным шаром 223 и сквозным отверстием фиксирующего седла 222 должно быть как можно меньше без воздействия на нисходящий поток воздуха.

[0033] В этом варианте осуществления для повышения герметичности обратного клапана 221 нижний конец сквозного отверстия снабжен дугообразной канавкой, адаптированной под стальной шар 223, которая находится в поверхностном контакте со стальным шаром 223, что повышает герметичность, и, кроме того, может быть уменьшена деформация и вероятность выхода из строя сквозного отверстия фиксирующего седла 222.

[0034] В настоящем варианте осуществления обратный клапан 221 не может быть приведен в действие, поскольку предотвращен подъем стального шара 223 вследствие слишком малого перепада давления. Между стальным шаром 223 и опорной рамой 224 расположена пружина сжатия, которая вдавливает стальной шар 223 в дугообразную канавку фиксирующего седла 222. Даже если перепад давления на обратном клапане 221 равен нулю, обратный клапан 221 находится в закрытом состоянии, и можно полностью предотвратить подъем нисходящего газа.

[0035] В настоящем варианте осуществления в закладной трубе 220 газлифта может быть расположено множество обратных клапанов 221, так что может быть выполнена множественная защита, и может быть повышена надежность закладной трубы 220 газлифта.

[0036] Как показано на ФИГ. 5, в соответствии с настоящим изобретением также предлагается стационарный пакер, содержащий корпус 200 пакера, включающий двухпозиционную муфту 201, выполненную с возможностью соединения с гидравлическим установочным устройством 100, причем двухпозиционная муфта 201 соединена с центральной трубой 202, нижний конец которой соединен с нижним трубным соединением 212; снаружи центральной трубы 202 расположены в порядке сверху вниз стопорная втулка 203, стопорная пружина 204, верхняя плашка 205, верхний конус 206, резиновый цилиндр 216 пакера, нижний конус 209, нижняя плашка 210 и стопорное кольцо 211, и дополнительно содержащий закладную трубу 220 газлифта, принятую в вышеприведенной схеме, причем закладная труба 220 газлифта имеет закрытый верхний конец и открытый нижний конец и снабжена обратным клапаном 221, через который текучая среда может проходить сверху вниз; закладная труба 220 газлифта проходит через резиновый цилиндр 216 пакера, и закладная труба 220 газлифта жестко соединена с резиновым цилиндром 216 пакера.

[0037] Посредством вышеприведенной технической схемы стационарный пакер, предложенный в соответствии с этим вариантом осуществления, следует описанному далее принципу работы: двухпозиционную муфту 201 используют для восходящего соединения гидравлического установочного устройства 100, а нижнее трубное соединение 212 используют для соединения нефтяной трубы и специального установочного шарового седла, после опускания в заданное положение стальной шар помещают в специальное установочное шаровое седло из эксплуатационной колонны устья скважины, а гидравлическое установочное устройство 100 опрессовывают из нефтяной трубы, и направленное вниз усилие передают на стопорную втулку 203 корпуса пакера 200 под действием внешнего давления. Стопорная втулка 203 перемещается вниз для срезания установочного срезного штифта 213 на стопорной втулке 203, толкает верхнюю плашку 205 для срезания срезного штифта 214 верхнего конуса на верхнем конусе 206 и срезного штифта 219 нижнего конуса на нижнем конусе 209, так что верхняя и нижняя плашки 205 и 210 закрепляются, и пакер устанавливается. Можно медленно продолжать накапливать давление, так чтобы верхняя и нижняя плашки 205 и 210 были закреплены, а резиновый цилиндр 216 пакера прочно установлен. (Это техническое решение не показано на чертежах, и со ссылкой на ФИГ. 1, 3 и 4 это решение, описанное выше, заключается в том, что верхний конус 206 и камера 207 для хранения жидкости рассматриваются как одно целое). Стопорная втулка 203, стопорная пружина 204 и центральная труба 202 надежно фиксируют подвижные части, и стационарный пакер не перемещается. Давление увеличивают с приведением стального шара на установочном шаровом седле в забой скважины, регулировкой колонны труб в положение установочного инструмента в нейтральной точке напряжения, обеспечением сброса давления в бурильной трубе и поворотом гидравлического установочного устройства вправо. Сбросное трубное соединение 109 приводят в действие с вращением квадратной резьбы для освобождения гидравлического установочного устройства 100, так что гидравлическое установочное устройство 100 отделяется от корпуса 200 пакера, после чего колонну труб поднимают для осуществления сброса. Добыча может быть начата после продолжения монтажа эксплуатационного нефтепровода. Разрушающее устройство спускают из эксплуатационной колонны при газлифте для вскрытия верхнего конца закладной трубы 220 газлифта таким образом, чтобы верхний и нижний концы закладной трубы 220 газлифта сообщались. Затем в эксплуатационную колонну нагнетают газ, причем нагнетаемый газ проходит через закладную трубу 220 газлифта на нижнюю сторону пакерующей конструкции, так чтобы поднимать на поверхность накопившуюся в забое жидкость.

[0038] В частности, как показано на ФИГ. 1, ФИГ. 2 и ФИГ. 4, боковые поверхности стопорной втулки 203, верхнего конуса 206, нижнего конуса 209 и стопорного кольца 211 соответственно снабжены канавкой отвода для предотвращения выступания закладной трубы 220 газлифта, так что закладная труба 220 газлифта не выступает за внешний контур корпуса 200 пакера, что позволяет избежать повреждений из-за столкновения во время установки и спуска.

[0039] В настоящем варианте осуществления, как показано на ФИГ. 6, для предотвращения нарушения герметичности между резиновым цилиндром 216 пакера и закладной трубой 220 газлифта во время деформации сжатия резинового цилиндра 216 пакера в резиновом цилиндре 216 пакера выполнена кольцевая полость 217, которая заполняется первым отверждаемым компонентом. Между резиновым цилиндром 216 пакера и верхним конусом 206 или нижним конусом 209 расположена камера 207 для хранения жидкости, и камера 207 для хранения жидкости сообщается с кольцевой полостью 217 через трубу 208 для нагнетания жидкости, и камера 207 для хранения жидкости заполняется вторым отверждаемым компонентом. Закладная труба 220 газлифта проходит через кольцевую полость 217. После срезания под действием давления срезного штифта 215 камеры для хранения жидкости верхний конус 206 может быть вдавлен в камеру 207 для хранения жидкости для вдавливания второго отверждаемого компонента в кольцевую полость 217 для смешивания с первым отверждаемым компонентом. Кольцевая полость 217 принимает вдавленный второй отверждаемый компонент и увеличивается в объеме, так что резиновый цилиндр 216 пакера выпячивается наружу для установки. После смешивания и отверждения первого отверждаемого компонента и второго отверждаемого компонента резиновый цилиндр 216 пакера не может быть деформирован, так что образует остаточную деформацию, приводящую к более высокой стабильности. С другой стороны, закладная труба 220 газлифта проходит через кольцевую полость 217, и герметичность между резиновым цилиндром 216 пакера и закладной трубой 220 газлифта может быть обеспечена за счет отверждения и герметизации.

[0040] В настоящем варианте осуществления для предотвращения смешивания и отверждения первого отверждаемого компонента и второго отверждаемого компонента перед установкой, в трубе 208 для нагнетания жидкости расположена разделительная пленка (не показана), которая разрушается при воздействии на нее большого давление из камеры 207 для хранения жидкости, что обеспечивает возможность попадания второго отверждаемого компонента в кольцевую полость 217.

[0041] В настоящем варианте осуществления для предотвращения осевой деформации резинового цилиндра 216 пакера в резиновый цилиндр 216 пакера встроен опорный стержень 218, который находится между кольцевой полостью 217 и центральной трубой 202, чтобы предотвратить воздействие опорного стержня 218 на выпячивание наружу резинового цилиндра 216 пакера. В частности, имеется несколько опорных стержней 218, и все опорные стержни 218 равномерно распределены по окружности резинового цилиндра 216 пакера.

[0042] В этом варианте осуществления верхняя плашка 205 и нижняя плашка 210 представляют собой С-образные плашки с осевым отверстием, что увеличивает способность плашек к упругой деформации, так что плашки легко расширяются и устанавливаются, и их нелегко сломать и повредить. Таким образом, первый коэффициент успешного выполнения установки пакера в скважине существенно повышается, и эффективность установки пакера повышается.

[0043] В настоящем варианте осуществления внутренние отверстия верхних плашек 205 и нижних плашек 210 снабжены амортизирующей внутренней резьбой, а наружная окружность центральной трубы 202 снабжена наружной резьбой, адаптированной к амортизирующей внутренней резьбе, для предотвращения подъема и соскальзывания пакера, что решает имевшуюся в прошлом проблему предварительной установки стационарного пакера в процессе спуска в скважину, позволяет избежать аварии в процессе спуска, снижает сложность строительства и дополнительно повышает эффективность строительства и коэффициент успешного выполнения.

[0044] В частности, внутренняя зубчатая резьба, расположенная во внутреннем отверстии стопорной втулки 203, входит в зацепление с наружной зубчатой резьбой, расположенной снаружи стопорной пружины 204, с образованием пошагового стопорного механизма. Стопорная втулка 203 пошагового стопорного механизма снабжена установочным срезным штифтом 213, а внутренний конец установочного срезного штифта 213 выходит из стопорной втулки 203 для сопряжения с соответствующим отверстием для штифта двухпозиционной муфты 201.

[0045] В этом варианте осуществления, как показано на ФИГ. 1, ФИГ. 2, ФИГ. 3 и ФИГ. 4, для облегчения установки может быть дополнительно включено гидравлическое установочное устройство 100, используемое совместно с корпусом 200 пакера. Гидравлическое установочное устройство 100 может включать в себя верхнее трубное соединение 101 и верхнюю наружную втулку 102, а нижний конец верхнего трубного соединения 101 соединен с верхней центральной трубой 103 и, таким образом, образует верхнюю гидравлическую камеру. Верхняя центральная труба 103 имеет боковое верхнее впускное отверстие 110 для текучей среды, сообщающееся с верхней гидравлической камерой, нижний конец верхней наружной втулки 102 соединен с верхним держателем 104 резинового цилиндра, нижний конец верхнего держателя 104 резинового цилиндра соединен с опорной втулкой 108 поршня, а нижний конец верхней центральной трубы 103 соединен с нижней центральной трубой 112. Верхний конец кольцевой полости между опорной втулкой 108 поршня и нижней центральной трубой 112 установлен с поршнем 106 вплотную к нижнему концу верхнего держателя 104 резинового цилиндра с образованием нижней гидравлической камеры, а нижняя центральная труба 112 имеет нижнее впускное отверстие 111 для жидкости, которое сообщается с нижней гидравлической камерой. Нижний конец нижней центральной трубы 112 соединен со сбросным трубным соединением 109, которое сопрягается с двухпозиционной муфтой 201. При приложении давления верхнее впускное отверстие 110 для текучей среды и нижнее впускное отверстие 111 для текучей среды одновременно заполняются давлением с расширением верхней гидравлической камеры и нижней гидравлической камеры и, таким образом, увеличивается направленное вниз усилие.

[0046] В настоящем варианте осуществления на верхнем конце внутреннего отверстия поршня 106 нижней гидравлической камеры установлено упругое противоударное кольцо 105, и внутреннее кольцо упругого противоударного кольца 105 взаимодействует с кольцевой канавкой нижней центральной трубы 112. Внешняя окружность поршня 106 снабжена пусковым срезным штифтом 107, проходящим через опорную втулку 108 поршня, для образования устройства, препятствующего посадке и блокировке, и, таким образом, повышается коэффициент успешного выполнения спуска в скважину.

[0047] Любое числовое значение, упомянутое в настоящем документе, включает в себя все значения нижнего и верхнего значений, которые прирастают на одну единицу от нижнего предельного значения до верхнего предельного значения с интервалом по меньшей мере две единицы между любым нижним значением и любым верхним значением. К примеру, если указано, что величина компонентов или переменных процесса, таких как температура, давление, время и т.п., варьируется, например, от 1 до 90, предпочтительно от 20 до 80, более предпочтительно от 30 до 70, имеется ввиду, что такие эквивалентные значения, как 15-85, 22-68, 43-51, 30-32 в явно выраженной форме приведены в настоящем описании. Для значений меньше 1 одной единицей прирастания считается соответственно 0,0001, 0,001, 0,01, 0,1. Они предназначены только для того, чтобы быть явно выраженными примерами, и можно считать, что все возможные комбинации числовых значений, перечисленных между самым низким значением и самым высоким значением, явно изложены аналогичным образом в этом описании.

[0048] Если не указано иное, все диапазоны включают предельные значения и все значения между предельными значениями. Слова "примерно" или "приблизительно", используемые с диапазоном, подходят для обоих предельных значений диапазона. Таким образом, предполагается, что выражение "примерно от 20 до 30" охватывает "от примерно 20 до примерно 30", включая по меньшей мере указанные предельные значения.

[0049] В дополнение к вышеописанному следует отметить, что "один вариант осуществления", "другой вариант осуществления", "варианты осуществления" и т.п., упомянутые в данном описании, относятся к тому, что конкретный признак, конструкция или характеристика, описанные в связи с вариантом осуществления, включены по меньшей мере в один из вариантов осуществления, в целом описанных в настоящем документе. Появление одного и того же выражения в нескольких местах описания необязательно означает ссылку на один и тот же вариант осуществления. Кроме того, когда конкретный признак, конструкция или характеристика описаны в связи с любым из вариантов осуществления, подразумевается, что такой признак, конструкция или характеристика, реализованные в связи с другими вариантами осуществления, также входят в объем настоящего изобретения.

[0050] Хотя настоящее изобретение описано в настоящем документе со ссылкой на ряд его иллюстративных вариантов осуществления, следует понимать, что многие другие модификации и варианты осуществления могут быть разработаны специалистами в данной области техники, и эти модификации и варианты осуществления находятся в пределах объема и сущности принципов, раскрытых в настоящей заявке. В частности, различные вариации и усовершенствования могут быть сделаны для составных частей и/или компоновок рассматриваемой комбинированной схемы расположения в пределах объема настоящего раскрытия, чертежей и формулы изобретения. В дополнение к вариациям и усовершенствованиям составных частей и/или компоновок специалистам в данной области техники будут очевидны и другие варианты применения.

1. Стационарный пакер, отличающийся тем, что содержит корпус (200) пакера и закладную трубу (220) газлифта, причем закладная труба (220) газлифта имеет закрытый верхний конец и открытый нижний конец и снабжена обратным клапаном (221), через который текучая среда может проходить сверху вниз; закладная труба (220) газлифта проходит через резиновый цилиндр (216) корпуса (200) пакера вверх и вниз и жестко соединена с резиновым цилиндром (216) пакера,

причем верхний конец закладной трубы (220) газлифта выполнен с возможностью его вскрытия, так что пространство между эксплуатационным нефтепроводом и эксплуатационной колонной далее сообщается от верхнего конца закладной трубы (220) газлифта к ее нижнему концу на нижнюю сторону стационарного пакера под резиновым цилиндром (216) пакера.

2. Стационарный пакер по п. 1, отличающийся тем, что корпус (200) пакера включает в себя двухпозиционную муфту (201), соединенную внизу с центральной трубой (202), и нижний конец центральной трубы (202) соединен с нижним трубным соединением (212); а

снаружи центральной трубы (202) в порядке сверху вниз расположены стопорная втулка (203), стопорная пружина, верхняя плашка (205), верхний конус (206), резиновый цилиндр (216) пакера, нижний конус (209), нижняя плашка (210) и стопорное кольцо (211).

3. Стационарный пакер по п. 1, отличающийся тем, что в резиновом цилиндре (216) пакера выполнена кольцевая полость (217), и кольцевая полость (217) заполняется первым отверждаемым компонентом;

между резиновым цилиндром (216) пакера и верхним конусом (206) или нижним конусом (209) расположена камера (207) для хранения жидкости, и камера (207) для хранения жидкости заполняется вторым отверждаемым компонентом и сообщается с кольцевой полостью (217) через трубу (208) для нагнетания жидкости, и в трубе (208) для нагнетания жидкости расположена разделительная пленка, а закладная труба (220) газлифта проходит через кольцевую полость (217).

4. Стационарный пакер по п. 3, отличающийся тем, что в резиновый цилиндр (216) пакера встроен опорный стержень (218), который находится между кольцевой полостью (217) и центральной трубой (202); имеется несколько опорных стержней (218), и все опорные стержни (218) равномерно распределены по окружности резинового цилиндра (216) пакера.

5. Стационарный пакер по п. 4, отличающийся тем, что верхняя плашка (205) и нижняя плашка (210) представляют собой С-образные плашки с осевым отверстием;

внутренние отверстия верхних плашек (205) и нижних плашек (210) снабжены амортизирующей внутренней резьбой, а наружная окружность центральной трубы (202) снабжена наружной резьбой, адаптированной к амортизирующей внутренней резьбе.

6. Стационарный пакер по п. 5, отличающийся тем, что внутренняя зубчатая резьба, расположенная во внутреннем отверстии стопорной втулки (203), входит в зацепление с наружной зубчатой резьбой, расположенной снаружи стопорной пружины; стопорная втулка (203) снабжена установочным срезным штифтом (213), а внутренний конец установочного срезного штифта (213) выходит из стопорной втулки (203) для сопряжения с соответствующим отверстием для штифта двухпозиционной муфты (201).

7. Стационарный пакер по п. 5, отличающийся тем, что дополнительно содержит гидравлическое установочное устройство (100), причем гидравлическое установочное устройство (100) включает в себя верхнее трубное соединение (101) и верхнюю наружную втулку (102), а нижний конец верхнего трубного соединения (101) соединен с верхней центральной трубой (103) и, таким образом, образует верхнюю гидравлическую камеру;

верхняя центральная труба (103) имеет боковое верхнее впускное отверстие для текучей среды, сообщающееся с верхней гидравлической камерой, нижний конец верхней наружной втулки (102) соединен с верхним держателем (104) резинового цилиндра, нижний конец верхнего держателя (104) резинового цилиндра соединен с опорной втулкой (108) поршня, а нижний конец верхней центральной трубы (103) соединен с нижней центральной трубой (112), верхний конец кольцевой полости (217) между опорной втулкой (108) поршня и нижней центральной трубой (112) установлен с поршнем (106) вплотную к нижнему концу верхнего держателя (104) резинового цилиндра с образованием нижней гидравлической камеры, а нижняя центральная труба (112) имеет нижнее впускное отверстие для жидкости, которое сообщается с нижней гидравлической камерой;

нижний конец нижней центральной трубы (112) соединен со сбросным трубным соединением (109), которое сопряжено с двухпозиционной муфтой (201);

на верхнем конце внутреннего отверстия поршня (106) установлено упругое противоударное кольцо (105), и внутреннее кольцо упругого противоударного кольца (105) взаимодействует с кольцевой канавкой нижней центральной трубы (112), и внешняя окружность поршня (106) снабжена пусковым срезным штифтом (107), проходящим через опорную втулку (108) поршня.

8. Способ газлифта с использованием стационарного пакера по любому из пп. 1-7, отличающийся тем, что включает следующие этапы:

S1: заделка закладной трубы (220) газлифта при установке стационарного пакера, причем закладная труба (220) газлифта имеет закрытый верхний конец и открытый нижний конец, снабжена обратным клапаном (221), через который текучая среда может проходить сверху вниз, расположена между эксплуатационным нефтепроводом и эксплуатационной колонной, проходит через пакерующую конструкцию стационарного пакера и имеет герметичное соединение с пакерующей конструкцией;

S2: спуск разрушающего устройства из эксплуатационной колонны при газлифте для вскрытия верхнего конца закладной трубы (220) газлифта таким образом, чтобы верхний и нижний концы закладной трубы (220) газлифта сообщались;

S3: нагнетание газа в эксплуатационную колонну, подъем накопившейся в забое жидкости на поверхность для осуществления газлифта;

S4: после осуществления газлифта нагнетание отверждаемой текучей среды с верхнего конца закладной трубы (220) газлифта для укрепления и блокировки закладной трубы (220) газлифта.

9. Способ газлифта с использованием стационарного пакера по п. 8, отличающийся тем, что верхний конец закладной трубы (220) газлифта отгибают от стационарного пакера;

обратный клапан (221) включает в себя фиксирующее седло (222), стальной шар (223) и опорную раму (224), причем фиксирующее седло (222) снабжено сквозным отверстием, проходящим через его верхнюю и нижнюю поверхности, при этом диаметр сквозного отверстия меньше диаметра стального шара (223), а нижний конец сквозного отверстия снабжен дугообразной канавкой, адаптированной под стальной шар (223);

между стальным шаром (223) и опорной рамой (224) расположена пружина сжатия, которая вдавливает стальной шар (223) в дугообразную канавку фиксирующего седла (222);

опорная рама (224) расположена под фиксирующим седлом (222), причем опорная рама (224) и фиксирующее седло (222) соответственно жестко соединены с внутренней стенкой закладной трубы (220) газлифта; и

стальной шар (223) может перемещаться между опорной рамой (224) и фиксирующим седлом (222).

10. Способ газлифта с использованием стационарного пакера по п. 9, отличающийся тем, что закладная труба (220) газлифта снабжена множеством обратных клапанов (221).