ПАКЕР ДЛЯ ПЕРЕКРЫТИЯ ВНУТРЕННЕЙ ПОЛОСТИ КОЛОННЫ ТРУБ

Предложение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть использовано при ремонте и эксплуатации нефтяных и газовых скважин.
Известен пакер для перекрытия внутренней полости колонны труб, включающий корпус с центральным каналом, верхний и нижний упоры и уплотнительный элемент, имеющий утолщенную и тонкостенную раструбные части, последняя из которых образует с наружной стенкой корпуса полость (а.с. СССР, №829868, Кл. Е 21 33/12, опубл. Бюлл. №18 от 15.05.81 г.)
К недостаткам известного пакера относятся сложность конструкции, в частности наличие подвижных деталей, которые в скважинных условиях в основном не работают из-за отложений в этих узлах шлама, песка и других механических частиц, что снижает их работоспособность, а также ограниченность его технологических возможностей, так как он не позволяет производить операции с нижележащим от места установки пакера пластом при наличии высоконапорного вышележащего пласта и герметично разобщать пласт от выше- и нижерасположенных пластов для выборочного исследования, испытания и обработку выделенного пласта.
Наиболее близким к предлагаемому пакеру является «Пакер для перекрытия внутренней полости колонны труб» (патент РФ №2143542 МПК Е 21 В 33/12, опубл. Бюлл. №36 от 27.12.99г), 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 (прототип) также 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.
Технической задачей пол. модели является увеличение надежности за счет более качественной изоляция 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, причем верхний упор выполнен с отверстиями, сообщающими полость с внешним пространством устройства.
Новым является то, что на наружной поверхности уплотнительного элемента выполнена самоуплотняющаяся манжета, пропускающая жидкость снизу вверх.
На Фиг.1 показана схема пакера в продольном разрезе.
На Фиг.2 изображен разрез А-А пакера.
Пакер для перекрытия внутренней полости колонны труб включает корпус 1 (Фиг.1) с центральным сквозным каналом 2, верхний 3 и нижний 4 упоры. 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. Верхний упор 3 выполнен с отверстиями 9 (Фиг.2), сообщающими полость 8 (Фиг.1) с внешним пространством устройства. При этом на наружной поверхности уплотнительного элемента 5 выполнена самоуплотняющаяся манжета 10, пропускающая жидкость снизу вверх.
Пакер работает следующим образом.
Корпус (Фиг.1) пакера устанавливают в составе компоновки скважинного оборудования (на Фиг. не показана), которую на колонне насосно-компрессорных труб (НКТ) (на Фиг. не показана), спускают в колонну труб скважины (на Фиг. не показана) до требуемого участка, причем верхний 3 (Фиг.1) и нижний 4 упоры центрируют пакер в колонне труб, а его утолщенная раструбная часть 6 уплотнительного элемента 5 удерживает его в первоначальном положении. Затем создают сверху перепад давления в затрубном пространстве НКТ, которое, передаваясь по отверстиям 9 (Фиг.2) верхнего упора 3 (Фиг.1) в полость 8, прижимает тонкостенную раструбную часть 7 и самоуплотняющуюся манжету 10 уплотнительного элемента 5 к внутренней поверхности колонны труб, надежно изолируя нижний интервал скважины, так как
самоуплотняющаяся манжета 10 исключает возможность гидропрорыва сверху при давлениях свыше 3-4 МПа.
Предлагаемая конструкция пакера позволяет надежно работать с большими давлениями за счет более качественной изоляции межтрубного пространства.