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, а корпус снабжен сбивным клапаном и центральным отверстием с посадочным седлом под сбрасываемый с устья шар.
Пакер устьевой состоит из корпуса 1 и узла уплотнения 2, установленного на наружной поверхности корпуса 1. Узел уплотнения 2 выполнен в виде самоуплотняющейся сверху вниз манжеты 3. Корпус 1 снабжен сбивным клапаном 4 и центральным отверстием 5 с посадочным седлом 6 под сбрасываемый с устья шар 7.
Пакер устьевой работает следующим образом.
Перед спуском устьевого пакера в скважину производят сборку устьевой арматуры 8 (см. фиг.), которую снизу крепят к верхнему концу эксплуатационной колонны 9. После сборки устьевой арматуры 8 к ее верхнему фланцу 10 закрепляют превентор 11.
Далее пакер устьевой в собранном виде на конце колонны трубы 12 спускают в эксплуатационную колонну 9 скважины на требуемую глубину, при этом самоуплотняющаяся сверху вниз манжета 3 находится в контакте с внутренними стенками эксплуатационной колонны 9. В процессе спуска устьевого пакера в эксплуатационную колонну 9 скважины, находящаяся в эксплуатационной колонне 9 скважинная жидкость (в случае ее наличия), через центральное отверстие 5 корпуса 1 заполняет внутреннее пространство колонны труб 12.
Затем сбрасывают с устья шар 7, вес которого не достаточен для разрушения сбивного клапана 4. В результате этого шар садится на посадочное седло 6 и герметично перекрывает центральное отверстие 5 корпуса 1. Далее доливают межколонное пространство 13 технологической жидкостью и герметизируют превентор 11. Создают требуемое давление в межколонном пространстве 13 скважины, при этом манжета 3 под действием давления жидкости самоуплотняется, плотно прижимаясь к внутренним стенкам эксплуатационной колонны 9 скважины. Опрессовку производят согласно утвержденного плана работ, при этом опрессовке подвергается как эксплуатационная колонна 9 выше устьевого пакера, так и устьевая арматура 8 и превентор 11. После проведения опрессовки давление в межколонном пространстве 13 скважины стравливают и разрушают сбивной клапан 4 путем сбрасывания груза (на фиг. не показано) в колонну труб 12. После чего 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.