ПАКЕР УСТЬЕВОЙ

Предложение относится к нефтегазодобывающей промышленности и предназначено для проверки герметичности приустьевой части обсадной колонны совместно с противовыбросным оборудованием при бурении нефтяных и газовых скважин.
Известна конструкция устьевого пакера (Радковский В.Р. и др. «Оборудование и инструмент для предупреждения и ликвидации фонтанов» Справочник. - М.: Недра, 1996 г., с.136-137), состоящая из корпуса, манжеты, упора, стабилизатора, двух гаек и шайбы. Пакер спускают в скважину на колонне бурильных труб до требуемой глубины и, закачивая жидкость, создают давление в затрубном пространстве.
Данная конструкция устьевого пакера обладает низкой надежностью работы при больших давлениях опрессовки из-за затекания нижней части манжеты в кольцевой зазор между пакером и обсадной трубой.
Наиболее близким по технической сущности к предлагаемому является пакер устьевой (патент RU №2152506, Е 21 В 33/12 опубл. от 10.07.2000 г.), состоящий из корпуса, узла уплотнения и хвостовика, при этом узел уплотнения выполнен из двух радиальных манжет с воротничками и пологими наружными фасками для ввода пакера в устье скважины, разделенных шайбой со скосами, геометрически соответствующими поверхности воротничков манжет, и снабженной каналами подачи жидкости из верхней манжеты в нижнюю, а также распорной втулки для ограничения степени сжатия манжет упорами - стабилизаторами, верхний из которых снабжен каналами подачи жидкости из затрубного пространства в полость верхней манжеты, при этом хвостовик снабжен кольцевым рядом радиальных сквозных отверстий с резьбой для установки стопорных винтов, фиксирующих хвостовик в кольцевой проточке корпуса.
Недостатками данной конструкции являются:
- во-первых, сложность конструкции, обусловленная большим количеством узлов и деталей;
- во-вторых, сложность изготовления, обусловленная большим количеством технически сложных деталей, что ведет к удорожанию конструкции в целом и, как следствие, высокой ее стоимости.
Технической задачей полезной модели является упрощение конструкции и, как следствие, снижение металлоемкости и стоимости устройства.
Поставленная техническая задача решается пакером устьевым, состоящим из корпуса и узла уплотнения, установленного на наружной поверхности корпуса.
Новым является то, что узел уплотнения выполнен в виде самоуплотняющейся сверху вниз манжеты, при этом корпус выше самоуплотняющейся сверху вниз манжеты снабжен сбивным клапаном, причем на нижнем конце корпуса установлен обратный клапан, при этом корпус сверху снабжен патрубком, оснащенным наружной ступенчатой кольцевой выборкой, ниже которой на наружной поверхности патрубка выполнен фигурный паз, состоящий из продольных короткого и длинного участков, при этом напротив фигурного паза на наружной поверхности патрубка подвижно размещена подпружиненная наружу цанга с направляющим штифтом, размещенным в фигурном пазе, при этом продольные короткий и длинный участки фигурного паза соединены между собой замкнутым фигурным участком так, что при осевом возвратно-поступательном перемещении цанги относительно корпуса направляющий штифт будет расположен то в продольном коротком участке фигурного паза - транспортное положение, в котором цанга взаимодействует с нижней ступенью наружной ступенчатой кольцевой выборкой патрубка, то - в продольном длинном участке фигурного паза - рабочее положение, при этом цанга взаимодействует с верхней ступенью наружной ступенчатой кольцевой выборки патрубка.
На фигуре 1 изображен пакер устьевой в продольном разрезе на устье перед спуском в скважину.
На фигуре 2 изображена развертка фигурного паза.
Пакер устьевой состоит из корпуса 1 (см. фиг.1) и узла уплотнения 2, установленного на наружной поверхности корпуса 1.
Узел уплотнения 2 выполнен в виде самоуплотняющейся сверху вниз манжеты 3. Корпус 1 выше самоуплотняющейся сверху вниз манжеты 3 снабжен сбивным клапаном 4. На нижнем конце корпуса 1 установлен обратный клапан 5.
Корпус 1 сверху снабжен патрубком 6, оснащенным наружной ступенчатой кольцевой выборкой 7, состоящей из нижней 8 и верхней 9 ступеней.
Ниже ступенчатой кольцевой выборки 7 на наружной поверхности патрубка 6 выполнен фигурный паз 10, состоящий из продольных короткого 11 (см. фиг.2) и длинного 12 участков.
Напротив фигурного паза 10 (см. фиг.1) на наружной поверхности патрубка 6 подвижно размещена подпружиненная наружу цанга 13 с направляющим штифтом 14, размещенным в фигурном пазе 10.
Продольные короткий 11 и длинный 12 участки фигурного паза 10 соединены между собой замкнутым фигурным участком 15 так, что при осевом
возвратно-поступательном перемещении цанги 13 относительно патрубка 6 направляющий штифт 14 будет расположен то в продольном коротком осевом 11 (см. фиг.2) фигурного паза 10 - транспортное положение, в котором цанга 13 (см. фиг.1) взаимодействует только с нижней ступенью 8 наружной ступенчатой кольцевой выборкой 7 патрубка 6, то - в продольном длинном участке 12 (см. фиг.2) фигурного паза 10 - рабочее положение, в котором цанга 13 (см. фиг.1) взаимодействует с верхней ступенью 9 наружной ступенчатой кольцевой выборки 7 патрубка 6.
Пакер устьевой работает следующим образом.
Перед спуском пакера устьевого в скважину производят сборку устьевого оборудования 16 (см. фиг.1), которое снизу крепят к верхнему концу колонны труб 17 посредством присоединительных элементов 18. После сборки устьевого оборудования 16 к его верхнему фланцу 19 закрепляют превентор 20.
Далее направляющий штифт 14 устанавливают в транспортное положение в продольный короткий участок 11 фигурного паза 10. Затем пакер устьевой в собранном виде на конце колонны труб, например колонны насосно-компрессорных труб (НКТ) 21, спускают внутрь устьевого оборудования 16, а затем в колонну труб 15, при этом уплотнительный элемент 2, выполненный в виде самоуплотняющейся сверху вниз манжета 3 находится в контакте с внутренними стенками колонны труб 15, при этом обратный клапан 5 открывается и скважинная жидкость из колонны труб 17 попадает внутрь корпуса 1. патрубка 6 и колонны НКТ 21, заполняя их внутреннее пространство.
Спуск пакера устьевого продолжают до необходимого интервала опрессовки верхней части колонны труб 15.
После чего с устья скважины приподнимают колонну НКТ 21 с пакером устьевым вверх примерно на 1 метр и опускают вниз, при этом направляющий штифт через замкнутый фигурный участок 15 фигурного паза 10 попадает в продольный длинный участок 12 и перемещается в верхнюю часть последнего.
Спуск пакера устьевого вниз продолжают тех пор, пока цанга 13 не попадет в зазор муфты колонны труб 17, при этом подпружиненная наружу цанга 13 расходится наружу и упирается в верхнюю ступень 9 наружной ступенчатой кольцевой выборкой 7 и пакер устьевой фиксируется в колонне труб 12.
Затем доливают межколонное пространство 22 технологической жидкостью и герметизируют превентор 10. Создают требуемое давление в межколонном пространстве 22, при этом обратный клапан 5 закрывается, а самоуплотняющаяся сверху вниз манжета 3 под действием давления жидкости самоуплотняется, плотно прижимаясь к внутренним стенкам колонны труб 17. Производят опрессовку согласно утвержденного плана работ,
при этом опрессовке подвергается как верхняя часть колонны труб 17, так и устьевое оборудование 16, а также превентор 20. После проведения опрессовки давление в межколонном пространстве 22 стравливают. Сбрасывают в колонну труб груз (на фиг.1 и 2 не показано), который разрушает сбивной клапан 4, что исключает излив скважинной жидкости на устье скважины при последующем подъеме. Далее производят извлечение устьевого пакера.
Предлагаемый пакер устьевой имеет простую конструкцию, в связи с чем он является дешевым и не сложным в изготовлении, а это позволяет сэкономить материальные и финансовые средства.