ПАКЕР ДЛЯ ОБОРУДОВАНИЯ НАГНЕТАТЕЛЬНЫХ СКВАЖИН

Полезная модель относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к устройствам для разобщения ствола скважины при проведении в ней различных технологических операций.
Известен пакер, содержащий верхний и нижний якорные узлы, каждый из которых состоит из обоймы, в которой размещены Т-образной формы хвостовики шлипсов и головки с продольными пазами для перемещения по ним шлипсов, а между якорными узлами установлен уплотнительный узел, при этом обойма, установленная на верхнем якорном узле, расположена над установленной на верхнем стволе головкой (см. авторское свидетельство SU №1788208, кл. Е21В 33/12, 15.01.1993).
Однако освобождение уплотнителя от осевой сжимающей нагрузки осуществляется путем вращения колонны труб, что усложняет процесс съема и установки пакера, особенно в наклонно-направленных скважинах, причем требуется использование технических средств для поворота колонны труб.
Наиболее близким к полезной модели по технической сущности и достигаемому результату является пакер, содержащий верхний и нижний стволы, на каждом из которых установлен якорный узел, причем каждый якорный узел состоит из обоймы, в которой размещены хвостовики шлипсов Т-образной формы, головки с продольными пазами для перемещения по ним шлипсов и упорной втулки с установленной в ней втулкой со штифтом для фиксации головки относительно ствола, а между якорными узлами установлен уплотнительный узел, при этом под якорным узлом, установленном на нижнем стволе, расположен поршневой узел для фиксации шлипсов относительно эксплуатационной колонны скважины (см. патент RU №2084614, кл. Е21В 33/12, 20.07.1997).
Однако данное устройство не обеспечивает надежной работы, что связано с тем, что описанная в патенте установка шлипсов в верхнем и нижнем якорных узлах не позволяет разгружать выполненные из эластичных
материалов уплотнительные элементы, расположенного между якорными узлами уплотнительного узла, от направленного вверх осевого усилия от перепада давления на пакере.
Задачей, на решение которой направлено настоящее изобретение, является выполнение якорных узлов пакера таким образом, чтобы они разгружали уплотнительный узел от осевых усилий, который направлены как сверху вниз, так и наоборот.
Техническим результатом, достигаемым от использования полезной модели, является повышение надежности работы пакера при упрощении процедуры его установки и снятия.
Указанная задача решается, а технический результат достигается за счет того, что пакер содержит верхний и нижний стволы, на каждом из которых установлен якорный узел, причем каждый якорный узел состоит из обоймы, в которой размещены хвостовики шлипсов Т-образной формы, головки с продольными пазами для перемещения по ним шлипсов и упорной втулки с установленной в ней втулкой со штифтом для фиксации головки относительно ствола, а между якорными узлами установлен уплотнительный узел, при этом под якорным узлом, установленном на нижнем стволе, расположен поршневой узел для фиксации шлипсов относительно эксплуатационной колонны скважины, обойма, установленная на верхнем стволе, расположена над установленной на верхнем стволе головкой для восприятия направленного вверх усилия от перепада давления на пакере, каждая головка соединена на резьбе с соответствующей упорной втулкой, а уплотнительный узел расположен на трубе, соединенной посредством резьбы с верхним стволом.
В ходе проведенного исследования было выявлено, что путем установки якорных узлов симметрично относительно друг друга, а именно таким образом, что у якорного узла установленного на верхнем стволе, обойма расположена над установленной на верхнем стволе головкой для восприятия направленного вверх усилия от перепада давления на пакере, а у
якорного узла, расположенного на нижнем стволе, обойма расположена под установленной на нижнем стволе головкой для восприятия направленного вниз усилия от перепада давления на пакере. Таким образом достигнута разгрузка уплотнительного уза от осевых усилий, направленных как вверх, так и вниз. Кроме того, описанная конструкция пакера позволила упростить процедуру установки и снятия пакера и одновременно упростить конструкцию пакера, исключив из нее цилиндр гидропривода, который в ближайшем аналоге крепится к стволу, на котором установлен дополнительный (верхний) посадочный шлипсовый (якорный) узел. При установке пакера отпала необходимость сбрасывать в скважину два шарика меньшего и большего диаметров, что позволило отказаться от посадочного места для шарика большего диаметра. В результате конструкция стала проще и надежней, а процедура установки упростилась.
На чертеже представлен продольный разрез описываемого пакера.
Пакер содержит расположенный в верхней его части якорный узел, который состоит из обоймы 1, в пазах которой размещены хвостовики шлипсов 2 Т-образной формы, установленной на верхнем стволе 3 и прикрепленной к верхней его части на резьбе, установленную ниже головку 4 с продольными Т-образными пазами, по которым перемещаются шлипсы 2 во время срабатывания пакера, и соединенной с головкой 4 резьбой упорной втулки 7, внутри которой установлена втулка 5 со штифтом 6, фиксирующим головку 4 в крайнем нижнем положении относительно верхнего ствола 3. В стволе 3 на резьбе крепится труба 9.
На трубе 9 размещен уплотнительный узел, состоящий из кожуха 8, двух манжет 10, преимущественно цилиндрической формы, разделенных между собой разделительной втулкой 11.
Под манжетами 10 на трубе 9 свободно расположен нижний упор 12 и на нижнем конце установлена полумуфта 13. Нижний упор 12 жестко соединен резьбовым соединением через соединительный корпус 14 и переводник 15 со вторым (нижним) якорным узлом, состоящим из нижнего
ствола 17, в верхней части которого на резьбе крепится головка 16 с продольными Т-образными пазами. В пазах размещены шлипсы 2, хвостовики которых Т-образной формы размещены в пазах обоймы 18, соединенной резьбой с нижней упорной втулкой 7. Внутри нижней упорной втулки 7 установлена втулка 19 со штифтом 20, фиксирующим обойму 18 в крайнем нижнем положении относительно нижнего ствола 17, который соединен резьбой с дополнительным стволом 21, и в последнем выполнено отверстие 32. На дополнительном стволе 21 расположен поршневой узел, состоящий из стакана 22, корпуса цилиндра 24, поршня 23, резьбовой втулки 25, внутри которой установлена пружина 26, удерживающая поршень 23 в крайнем верхнем положении в корпусе цилиндра 24, опираясь на торец соединительной муфты 27 соединяющей посредством резьбы дополнительный ствол 21 и резьбовую втулку 25.
В нижней части соединительной муфты 27 на резьбе установлена воронка 28, внутри которой расположено седло 31, зафиксированное штифтом 30.
Перед спуском колонны труб в скважину шлипсы 2 верхней и нижней обоймы упорными втулками 7 устанавливаются ниже диаметра пакера, т.е. диаметр окружности описанной вокруг шлипсов 2 меньше диаметра пакера.
При спуске на заданную глубину в колонну труб сбрасывается шар 29, который перекрывает отверстие седла 31. Внутри пакера создается избыточное давление. Жидкость через отверстие 32 создает давление на корпус цилиндра 24 через стакан 22 на упорную втулку 7, установленную на нижнем стволе 17, с помощью которой срезается штифт 20. Под действием давления жидкости и освобожденной пружины 26 шлипсы 2 нижнего якорного узла внедряются в стену эксплуатационной колонны. При дальнейшем повышении давления срезается штифт 30 седла 31, которые падают вниз и освобождают подпакерную зону. Нижний якорный узел установлен. Разгружая колонну труб происходит сжатие манжет 10 и разъединение эксплуатационной колонны на надпакерную и подпакерную
зоны. При достижении расчетной нагрузки происходит срезание штифта 6 и «заякоривание» расположенного на верхнем стволе якорного узла, воспринимающего осевое усилие, созданное давлением снизу. Пакер в работе.
Для снятия пакера сбрасывается давление внутри колонны труб, при перемещении пакера вверх шлипсы 2 перемещаясь по пазам головок 4 и 16, утапливаются в них, т.е. становятся ниже диаметра пакера, манжеты 10 освобождаются, принимая первоначальную форму, пакер готов к извлечению из скважины.
Полезная модель может быть использована в нефтегазодобывающей и других отраслях промышленности, где требуется разобщение ствола скважины при проведении в ней различных технологических операций.