ИННОВАЦИИ БИЗНЕСУ

Результат выполнения научно - исследовательской работы.

Современные технологии проводки, обустройства, эксплуатации и капитального ремонта нефтегазовых скважин не исключают экстремальные ситуации. В их числе: сложная экологическая обстановка при разведке и разработке морских месторождений; высокий перепад давления в скважине; бурение и эксплуатация горизонтальных скважин; бурение и обустройство наклонно направленных скважин из одного устья; нетрадиционное воздействие на пласт (кислотой, песком, перегретым паром и т.п.); гидроразрыв пласта сверхвысоким давлением; повышенная температура в пласте, превосходящая температуру вулканизации резины и др. В этих условиях традиционные конструкции внутрискважинных герметизаторов (пакеров) не обеспечивают надежную и экологически безопасную технологию герметизации затрубного пространства и задействования скважины, несмотря на то, что приходится применять избыточное количество («гирлянду») пакеров, рассчитывая на авось; применять дополнительное количество утяжеленных бурильных труб (УБТ) для «раздавливания» пакеров, что не всегда удается для горизонтальных скважин; применять надувные пакеры, которые имеют ограниченные возможности и недостаточную надежность. Предлагаемый оригинальный высокоэластичный внутрискважинный герметизатор способствует устранению названных серьезных недостатков.

Внутрискважинный герметизатор (пакер) содержит корпус 1 (см. рисунок) с втулкой 2 на конце. На корпус свободно (на посадке) установлен нижний (ниппельный) упор 3. В верхней части корпуса на резьбе посажен верхний (муфтовый) упор 4. Между упорами 3 и 4 посредством выступов на их торцах на корпус 1 посажен уплотнительный элемент 5. Нижний упор 3 имеет наружную резьбу, на которую навернут переводник 6, заканчивающийся конической резьбой (на рис.нeпоказана) для связи с продолжением насосно-компрессорной трубы. Верхний упор 4 имеет внутреннюю коническую резьбу для связи с насосно-компрессорной колонной 7. Возможен вариант с двумя последовательно посаженными уплотнительными элементами 5. В этом случае корпус 1 имеет пропорционально увеличенную длину. Оба варианта внутрискважинного герметизатора размещены в скважине - в обсадной трубе с определенным кольцевым зазором. Уплотнительный элемент 5 выполнен из двух концентрично расположенных с зазором эластичных цилиндрических наружной 9 и внутренней 10 оболочек. По торцам оболочек имеются привулканизированные П-образные манжеты 11 и 12 с фигурной кольцевой полостью. В этих полостях расположены торцы эластичных оболочек 9 и 10. На уплотнительном элементе 5 предусмотрены особые разделительные кольца 13, выполненные в виде закрепленных на торцах обеих оболочек 9 и 10 центрирующих колец с уто­пающими между оболочками выступами. В кольцевой зазор между оболоч­ками 9 и 10 помещено передаточное звено 14 из эластичного материала меньшей твердости, например из мягкой резины. Твердость эластичных цилиндрических оболочек 9 и 10 меньше твердости материала специальных манжет 11 и 12, но больше твердости материала передаточного звена 14, а разделительные кольца 13 выполнены из эластичного материала более высо­кой твердости, чем манжеты 11 и 12. Дополнительно к этому поверхностный слой глубиной 1,5-2,0 мм наружной 15 и внутренней 16 сторон уплотнительного элемента имеют модуль упругости, в 10-60 раз превышающий соответствующий показатель сердцевины оболочек 9 и 10. Это достигается за счет диффузионной модификации оболочек до их сборки. При опускании герметизатора в скважину наружная поверхность 15 эластичной оболочки 9 более надежно предохраняется от повреждений за счет упрочнения (со снижением коэффициента трения). В свободном состоянии уплотнительный элемент 5 не касается стенок обсадной колонны 8 (рис. а). При воздействии веса насосно-компрессорной колонны 7 (рис. б) усилие на деформацию уплотнительного элемента существенно уменьшается, снижается и энергоемкость процесса. Это достигается за счет того, что уплотнительный элемент выполнен трехслойным - из двух эластичных цилиндрических оболочек 9 и 10 и передаточного звена 14. На поперечную деформацию традиционного (монолитного) уплотнительного элемента необходимо приложить усилие в 5-8 раз больше. В предлагаемой конструкции при продольном сжатии и поперечной деформации уплотнительного элемента 5 сводится к минимуму внутреннее трение, поскольку происходит независимая объемная деформация каждой «тонкой» оболочки 9 и 10, при этом переда­точное звено 14 «перетекает» в замкнутом кольцевом зазоре. Остальные эво­люции деталей внутрискважинного герметизатора видны из рис. б. Отметим лишь, что специальные манжеты 11 и 12 предотвращают выдавливание наружной оболочки 9 в кольцевой зазор и в сочетании с особыми разделитель­ными кольцами 13 стабилизируют функционирование внутренней оболочки 10 и герметизатора в целом. В итоге обеспечивается высокая эластичность герметизатора, что способствует существенному повышению герметизирующих свойств изделия при снижении контактных давлений, внутренних напряжений и усилия «раздавливания» уплотнительного элемента.