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 изнутри манжеты, выполненной в виде фигурного эластичного рукава, снабженного изнутри в нижней части обратным конусом, сужающимся снизу вверх, при этом концы эластичной манжеты жестко закреплены на корпусе, причем корпус снабжен нижним и верхним рядами радиальных отверстий, при этом нижний ряд радиальных отверстий корпуса выполнен напротив самоуплотняющееся изнутри манжеты, а верхний ряд радиальных отверстий корпуса выполнен выше узла уплотнения.
На фигуре изображен пакер устьевой в продольном разрезе.
Пакер устьевой состоит из корпуса 1 и узла уплотнения 2, установленного на наружной поверхности корпуса 1.
Узел уплотнения 2 выполнен в виде самоуплотняющейся изнутри манжеты 3, выполненной в виде фигурного эластичного рукава, снабженного изнутри в нижней части обратным конусом 4, сужающимся снизу вверх.
Концы самоуплотняющейся изнутри манжеты 3 жестко закреплены на корпусе 1, Корпус 1 снабжен нижним 5 и верхним 6 рядами радиальных отверстий.
Нижний ряд радиальных отверстий 5 корпуса 1 выполнен напротив самоуплотняющееся изнутри манжеты 3, а верхний ряд радиальных отверстий 6 корпуса 1 выполнен выше узла уплотнения 2. Пакер устьевой спускается в скважину на патрубке 7.
Пакер устьевой работает следующим образом.
Перед спуском устьевого пакера в скважину производят сборку устьевой арматуры 8, 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 сборе (см. фиг.) наворачивают к нижнему концу патрубка 6 и спускают в эксплуатационную колонну 9 скважины на требуемую глубину, при этом самоуплотняющаяся изнутри манжета 3, выполненная в виде фигурного эластичного рукава находится в контакте с внутренними стенками эксплуатационной колонны 9.
В процессе спуска устьевого пакера в эксплуатационную колонну 9 скважины самоуплотняющаяся изнутри манжета 3 пропускает снизу вверх, находящуюся в эксплуатационной колонне 8 скважинную жидкость (в случае ее наличия), при этом происходит заполнение межколонного пространства 12.
После спуска устьевого пакера в требуемый интервал эксплуатационной колонны 9 скважины устанавливают патрубок 6 на хомут 13 и герметизируют посредством заглушки верхний конец патрубка 6.
Затем доливают межколонное пространство 12 технологической жидкостью, при этом жидкость через верхние радиальные отверстия 6 корпуса 1 попадает внутрь корпуса 1, а оттуда сквозь нижние радиальные отверстия 5 корпуса 1 жидкость заполняет пространство между корпусом 1 и самоуплотняющейся изнутри манжетой 3.
Далее герметизируют превентор 11 и создают требуемое избыточное давление в межколонном пространстве 12, при этом самоуплотняющаяся изнутри манжета 3 под действием давление жидкости самоуплотняется, плотно прижимаясь к внутренним стенкам эксплуатационной колонны 9 скважины, причем то, что самоуплотняющаяся изнутри манжета 3, выполнена в виде фигурного эластичного рукава, снабженного изнутри в нижней части обратным конусом 4, сужающимся снизу вверх придает самоуплотняющейся изнутри манжете 3 большую эластичность и повышает качество герметизации в процессе опрессовки устьевого оборудования.
Далее производят опрессовку, 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 жидкости в межколонном пространстве 12 стравливают и производят извлечение устьевого пакера.
Предлагаемый пакер устьевой имеет простую конструкцию, в связи с чем, он является дешевым и легким в изготовлении, а это позволяет сэкономить материальные и финансовые средства.