ПАКЕР ДЛЯ ПЕРЕКРЫТИЯ ВНУТРЕННЕЙ ПОЛОСТИ КОЛОННЫ ТРУБ
PACKER FOR SHUTTING OFF INTERNAL CAVITY OF FLOW STRING

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть использовано при ремонте и эксплуатации нефтяных и газовых скважин.
Известен «Пакер для перекрытия внутренней полости колонны труб» (патент РФ №2143542 МПК Е21В 33/12, опубл. Бюлл. №36 от 27.12.99 г.), включающий корпус с центральным сквозным каналом, верхний и нижний упоры и уплотнительный элемент. Уплотнительный элемент имеет утолщенную и тонкостенную раструбные части, последняя из которых образует с наружной стенкой корпуса полость, верхний и нижний упоры жестко соединены с соответствующими частями уплотнительного элемента и с корпусом, при этом верхний упор выполнен с отверстиями, сообщающими полость с внешним пространством устройства, причем максимальный наружный диаметр тонкостенной раструбной части при ее расширении на 1-3% больше внутреннего диаметра колонны труб.
Этот пакер имеет ряд существенных недостатков - небольшой предел давления, обеспечивающий герметичность разобщенных интервалов, и необходимость прикладывания усилия в самом начале спуска в скважину. Из-за того, что наружная поверхность уплотнительного элемента гладкая, при воздействии давления свыше 3-4 МПа (данные стендовых испытаний) происходит гидропрорыв и разгерметизация интервалов разобщения по месту контакта уплотнительного элемента со стенкой обсадной трубы.
Наиболее близким к предлагаемому пакеру является «Пакер для перекрытия внутренней полости колонны труб» (патент №52911 МПК Е21В 33/12, опубл. Бюлл. №12 от 27.04.06 г.), включающий корпус с центральным каналом, верхним и нижним упором, между которыми зафиксирован уплотнительный элемент, имеющий утолщенную и тонкостенную раструбные части, последняя из которых образует с наружной стенкой корпуса полость, причем верхний упор выполнен с отверстиями, сообщающими полость с внешним пространством устройства, причем на наружной поверхности уплотнительного элемента выполнена самоуплотняющаяся манжета, пропускающая снизу вверх.
Недостатками этого пакера являются ограниченная возможность применения, так как при применении пакера на малой глубине (до 500 м) для исследования скважины или для нагнетания жидкости в нагнетательных скважинах происходит выдавливание пакера с колонной насосно-компрессорных труб из скважины, так как сила, выдавливающая пакер, превосходит вес инструмента, а также то, что из-за отсутствия жесткой фиксации при повышении давления происходит сдвиг уплотнительного элемента, что приводит к потере герметичности.
Технической задачей изобретения является расширение возможности применения, увеличение надежности за счет жесткой фиксации пакера и более качественной изоляции межтрубного пространства и, как следствие, получение возможности работы с большими давлениями.
Техническая задача решается пакером для перекрытия внутренней полости колонны труб, включающим корпус с центральным каналом, верхним и нижним упором, между которыми зафиксирован уплотнительный элемент, имеющий утолщенную и тонкостенную раструбные части, последняя из которых образует с наружной стенкой корпуса полость, сообщающуюся с внешним пространством устройства, а на наружной поверхности уплотнительного элемента выполнена самоуплотняющаяся манжета.
Новым является то, что центральный канал корпуса снизу оснащен обратным клапаном с седлом, закрепленным в корпусе срезным винтом, самоуплотняющаяся манжета выполнена с возможностью пропускания сверху вниз, а полость сообщена с внешним пространством через нижний упор, причем сверху корпус оснащен полым патрубком с поршнем, снаружи которого размещен цилиндр с цангой внизу, сообщенный с внутренней полостью патрубка и выполненный с возможностью ограниченного перемещения вверх, при этом внутренняя поверхность цанги выполнена конусной с сужением внизу и с возможностью взаимодействия с поршнем, а наружная - оснащена выступами, выполненными с возможностью взаимодействия с внутренней поверхностью колонны труб.
На чертеже показан рисунок пакера в продольном разрезе.
Пакер для перекрытия внутренней полости колонны труб включает корпус 1 с центральным каналом 2, верхним 3 и нижним 4 упорами. Между упорами 3 и 4 зафиксирован уплотнительный элемент 5, имеющий утолщенную 6 и тонкостенную 7 раструбные части, последняя из которых образует с наружной стенкой корпуса 1 полость 8. При этом на наружной поверхности уплотнительного элемента 5 выполнена самоуплотняющаяся манжета 9. Центральный канал 2 корпуса 1 снизу оснащен обратным клапаном 10 с седлом 11, закрепленным в корпусе 1 срезным винтом 12. Самоуплотняющаяся манжета 9 выполнена с возможностью пропускания сверху вниз. Полость 8 сообщена с внешним пространством через пазы 13 в нижнем упоре 4. Сверху корпус 1 оснащен полым патрубком 14 с поршнем 15, снаружи поршня 15 размещен цилиндр 16 с цангой 17 внизу. Цилиндр 16 сообщен с внутренней полостью патрубка 14 отверстием 18 и выполнен с возможностью ограниченного перемещения вверх. Внутренняя поверхность 19 цанги 17 выполнена конусной, с сужением внизу и с возможностью взаимодействия с поршнем 15. Наружная поверхность 20 цанги 17 оснащена выступами 21, выполненными с возможностью взаимодействия с внутренней поверхностью колонны труб (на чертеже не показана).
Пакер работает следующим образом.
Пакер устанавливают в составе компоновки скважинного оборудования (на чертеже не показана), которую на колонне насосно-компрессорных труб (НКТ) (на чертеже не показана), спускают в колонну труб скважины (на чертеже не показана) до требуемого участка, например, выше интервала перфорации. Тонкостенная раструбная часть 7 уплотнительного элемента 5 предохраняет самоуплотняющуюся манжету 9 от разрушения. Затем в колонне НКТ создают перепад давления. Так как ниже уплотнительного элемента 5 установлен шаровой клапан 10 с седлом 11, соединенный с корпусом 1 срезным элементом 12, перепад давления воздействует через радиальный канал 18 на поршень 15 с полым патрубком 14 и цилиндр 16. При этом цилиндр 16 вместе с разрезной цангой 17 поднимается вверх, а поршень 15, воздействуя изнутри на конусную поверхность 19 разрезной цанги 17, раздвигает ее. При этом наружная поверхность 20 цанги 17 выступами 21 закрепляется за стенку обсадной колонны (на чертеже не показана), надежно фиксируя пакер относительно обсадной колонны. Для более надежной фиксации пакера колонну НКТ разгружают, при этом поршень 15 еще больше раздвигает цангу 17, при этом выступы 21 внедряются в стенку обсадной колонны. Далее при последующем повышении давления разрушается срезной элемент 12, и шар 10 с седлом 11 опускается на забой, открывая центральный канал 2. Далее перепад давления создается в затрубном пространстве НКТ (под уплотнительным элементом), которое, передаваясь по пазам 13 нижнего упора 4 в полость 8, прижимает тонкостенную раструбную часть 7 и самоуплотняющуюся манжету 9 уплотнительного элемента 5 к внутренней поверхности обсадной колонны. Чем выше перепад давления, тем больше тонкостенная раструбная часть 7 с самоуплотняющейся манжетой 9 прижимается к внутренней стенке обсадной колонны, надежно изолируя верхний интервал скважины от высокого давления, так как самоуплотняющаяся манжета 9 исключает возможность гидропрорыва снизу при высоких давлениях.
Таким образом, при применении пакера на малой глубине (до 500 м) для исследования скважины или для нагнетания жидкости в нагнетательных скважинах не происходит выдавливание пакера из скважины, так как якорь, выполненный в виде поверхности цанги с насечками, внедряется в стенку обсадной колонны, надежно фиксируя пакер относительно обсадной колонны.
Предлагаемая конструкция пакера расширяет возможности применения, увеличивает надежность за счет жесткой фиксации пакера и более качественной изоляции межтрубного пространства и, как следствие, получение возможности работы с большими давлениями.