ПАКЕР

Предложение относится к нефтегазодобывающей промышленности и предназначено для разобщения интервалов ствола обсадной колонны скважины и защиты ее от динамического воздействия рабочей среды в процессе проведения различных технологических операций.
Наиболее близким по технической сущности является пакер (патент РФ на полезную модель №36122, МПК 7 Е 21 В 33/12 опубл. в бюл. №6, от 27.02.2004 г.), содержащий ствол с установленным на нем уплотнительным элементом, верхний и нижний упоры, втулку с нижним упором и ограничитель хода, при этом пакер дополнительно снабжен вторым уплотнительным элементом, разделенным с первым промежуточным металлическим кольцом, при этом верхняя часть ствола снабжена присоединительным элементом в виде муфты, к хвостовой части которой на резьбе присоединен верхний упор, а к нижнему концу ствола присоединен ограничитель хода, выполненный в виде гайки, причем втулка с нижним упором связана через переводник с опорным о забой патрубком.
Недостатками данной конструкции пакера являются:
- во-первых, сложность конструкции, обусловленная большим количеством узлов и деталей
- во-вторых, в процессе проведения технологических операций с увеличением давления, которое воспринимает пакер, возможна потеря герметичности его посадки, так как оба резиновых уплотнительных элемента в процессе посадки сжимаются одновременно при определенной нагрузке, кроме того, ограничитель осевого перемещения ствола в конструкции пакера в определенной мере выполняет отрицательную роль, поскольку может преждевременно ограничить радиальное перемещение уплотнительных элементов в обсадной колонне внутренний диаметр, который больше стандартного или изношен.
Задачей полезной модели является упрощение конструкции, а также повышение герметичности посадки пакера.
Поставленная техническая задача решается пакером содержащим ствол, с установленным на него уплотнительным элементом, верхний упор, присоединительный элемент в виде муфты, втулку с нижним упором, опорный о забой патрубок.
Новым является то, что уплотнительный элемент сверху и снизу оснащен, размещенными на стволе, дополнительными уплотнительными элементами, твердость которых выше твердости уплотнительного элемента, при этом присоединительный элемент в виде муфты выполнен в верхней части верхнего упора, а верхний конец ствола жестко соединен с верхним упором.
Пакер содержит ствол 1 с установленным на него уплотнительным элементом 2, верхний упор 3, присоединительный элемент 4 в виде муфты, втулку 5 с нижним упором 6. Уплотнительный элемент 2 сверху и снизу соответственно, оснащен, размещенными на стволе 1, дополнительными уплотнительными элементами 7 и 8.
Твердость дополнительных уплотнительных элементов 7 и 8 выше твердости основного уплотнительного элемента 2. Присоединительный элемент 4 в виде муфты выполнен в верхней части верхнего упора 3. Верхний конец ствола 1 жестко соединен с верхним упором 3, который взаимодействует с дополнительным уплотнительным элементом 7 сверху, при этом нижний упор 4 взаимодействует с дополнительным уплотнительным элементом 8 снизу. На нижний конец втулки 5 навернут опорный о забой патрубок 9.
Пакер работает следующим.
Пакер в сборе (см. фигуру) посредством присоединительного элемента 4, выполненного в виде муфты соединяют с колонной насосно-компрессорных труб (НКТ) и спускают в скважину до упора опорного о забой патрубка 9, при этом длину опорного о забой патрубка рассчитывают исходя из требуемого интервала установки пакера в обсадной колонне скважины.
Начинают разгрузку колонны НКТ на забой, при этом происходит увеличение осевой нагрузки на пакер, и при достижении определенной нагрузки, основной уплотнительный элемент 2 в следствии того, что его твердость меньше твердости дополнительных уплотнительных элементов 7 и 8 принимает форму цилиндра, радиально расширяясь наружу и уплотняясь в обсадной колонне скважины по всей своей высоте, при этом ствол 1 вместе с верхним упором 3 опускается вниз, относительно находящихся в неподвижном состоянии, в следствии упора в забой скважины опорного о забой патрубка 9, втулки 5 с нижним упором 6.
Разгрузку колонны НКТ на забой продолжают и при этом увеличиваются в диаметре уже дополнительные уплотнительные элементы 7 и 8 благодаря воздействию на них, соответственно верхнего 3 и нижнего 6 упоров.
Благодаря специальной форме 10 по площади контакта дополнительных уплотнительных элементов 7 и 8 с основным уплотнительным элементом 2,
дополнительные уплотнительные элементы 7 и 8 принимают формы конусов, утолщенных к основному уплотнительному элементу 2, поэтому дополнительные уплотнительные элементы 7 и 8, расположенные соответственно выше и ниже основного уплотнительного элемента 2 выполняют функции опорных механизмов, предотвращающих сдвиг основного уплотнительного элемента 2. По окончании разгрузки колонны НКТ дополнительные уплотнительные элементы 7 и 8, также принимают форму цилиндров, расширяясь радиально наружу, и продолжают удерживать основной уплотнительный элемент 2, герметично прижимая его к стенкам обсадной колонны.
Нагрузка, при которой происходит посадка пакера (герметичное прижатие основного 2 и дополнительных 7 и 8 уплотнительных элементов к стенкам обсадной колонны скважины) зависит от твердости этих уплотнительных элементов, которая подбирается исходя из ожидаемой нагрузки и от веса колонны НКТ при ее разгрузке на вышеупомянутые уплотнительные элементы.
Предлагаемый пакер имеет простую конструкцию, а также достаточно высокую степень герметичности посадки, обусловленную тем, что посадка пакера происходит последовательно, поскольку сначала происходит уплотнение основного уплотнительного элемента, а уплотнение дополнительных уплотнительных элементов, одновременно выполняющих роль опоры для основного уплотнительного элемента.