ПАКЕР УСТЬЕВОЙ

Полезная модель относится к нефтегазодобывающей промышленности, а именно к устройствам для опрессовки приустьевой части эксплуатационной колонны и установленного на устье скважины противовыбросового оборудования (колонной головки, фонтанной арматуры, превентора).
Известен пакер устьевой, включающий корпус с уплотнительными элементами (Справочник оборудования и инструментов для предупреждения и ликвидации - фонтанов. М.: Недра, 1996, с.136-137).
Основным недостатком данного пакера является невозможность с его помощью произвести опрессовку корпуса превентора выше закрытых трубных плашек, а также производить опрессовку в скважинах со спущенными лифтовыми колоннами. Кроме того возможны механические повреждения уплотнительных манжет пакера при спуске и извлечении пакера.
Наиболее близким к полезной модели по технической сущности и достигаемому результату является пакер устьевой, содержащий соосно установленные наружный и внутренний корпус, при этом внутренний корпус установлен с возможностью осевого перемещения относительно наружного корпуса, а ниже последнего последовательно сверху вниз установлены с упором друг в друга охватывающие внутренний корпус упорная втулка, верхний уплотнительный элемент, промежуточная втулка, нижний уплотнительный элемент, нажимная втулка и наконечник, а со стороны верхнего торца наружный корпус выполнен с установочным фланцем (см. патент RU №2178511, кл. Е 21 В 33/12, 20.01.2002).
Данный пакер устьевый имеет возможность устанавливать и извлекать пакер без повреждения уплотнительных эластичных элементов. Однако для того, чтобы уплотнительные элементы при сжатии герметизировали затрубное пространство скважины, необходимо использование талевой
системы буровой установки или подъемного агрегата, причем для удержания уплотнительных элементов в сжатом состоянии требуется использование тормозной системы лебедки буровой установки или подъемного агрегата, что усложняет эксплуатацию устьевого пакера, при этом талевая система подъема не позволяет точно установить внутренний корпус на заданной высоте, а, следовательно, не может обеспечить сжатие уплотнительных элементов на заданную величину, что снижает надежность работы пакера.
Задачей, на решение которой направлена настоящая модель, является упрощение конструкции пакера устьевого с обеспечением возможности опрессовки приустьевой части эксплуатационной колонны и установленного на устье скважины противовыбросового оборудования без использования различного вида подъемных механизмов для фиксации положения внутреннего корпуса пакера относительно его наружного корпуса.
Достигаемый технический результат заключается в повышении надежности работы и удобстве при эксплуатации.
Поставленная задача решается, а технический результат достигается за счет того, что пакер устьевый содержит соосно установленные наружный и внутренний корпус, при этом внутренний корпус установлен с возможностью осевого перемещения относительно наружного корпуса, а ниже последнего последовательно сверху вниз установлены с упором друг в друга охватывающие внутренний корпус упорная втулка, верхний уплотнительный элемент, промежуточная втулка, нижний уплотнительный элемент, нажимная втулка и наконечник, а со стороны верхнего торца наружный корпус выполнен с установочным фланцем, внутренний корпус соединен с установочным фланцем посредством резьбового соединения, наконечник выполнен в виде колпачка и зафиксирован относительно внутреннего корпуса посредством штифтов, а между нижним уплотнительным элементом и нажимной втулкой установлена стальная шайба.
Выполнение пакера устьевого с внутренним корпусом, соединенным с установочным фланцем посредством резьбового соединения позволяет точно
фиксировать положение внутреннего корпуса пакера относительно его наружного корпуса, причем, зная, какие уплотнительные элементы установлены, можно точно заранее рассчитать величину, на которую внутренний корпус должен быть перемещен относительно наружного корпуса пакера, чтобы обеспечить надежную герметизацию испытуемого пространства приустьевой части эксплуатационной колонны и установленного на устье скважины противовыбросового оборудования.
Выполнение наконечника в виде колпачка, его фиксация относительно внутреннего корпуса посредством штифтов и установка между нижним уплотнительным элементом и нажимной втулкой стальной шайбы позволяет снизить вероятность передачи крутящего момента от внутреннего корпуса нижнему уплотнительному элементу, а, следовательно, снижается вероятность повреждения нижнего уплотнительного элемента в процессе сжатия уплотнительных элементов при установке пакера.
На фиг.1 показан заявляемый устьевой пакер в транспортном положении; на фиг.2 - в процессе опрессовки противовыбросового оборудования.
Пакер устьевой содержит внутренний корпус 1, верхний и нижний уплотнительные элементы 2, упорную втулку 3, промежуточную втулку 4, нажимную втулку 5, наружный корпус 6 и установочный фланец 7. Выполненный в виде колпачка наконечник 8 соединен с внутренним корпусом 1 посредством резьбового соединения и зафиксирован штифтами.
Между нажимной втулкой 5 и нижним уплотнительным элементом 2 установлена стальная шайба 9. Внутренний корпус 1 установлен с возможностью осевого перемещения относительно наружного корпуса 6, а также верхнего и нижнего уплотнительных элементов 2, упорной втулки 3, промежуточной втулки4, нажимной втулки 5 и стальной шайбы 9, которые охватывают внутренний корпус 1 со стороны его наружной поверхности. Наружный корпус 6 и установочный фланец 7 установлены концентрично
относительно внутреннего корпуса 1, при этом внутренний корпус 1 соединен с установочным фланцем посредством резьбового соединения..
Пакер устьевой работает следующим образом.
Пакер спускается в заглушенную скважину, на устье которой смонтированы колонная головка 10, крестовина трубной головки 11, противовыбросовое оборудование (превентор 12 с подпревенторной катушкой 13). Пакер спускается, например с помощью талевой системы буровой установки или подъемного агрегата до упора установочного фланца 7 в верхний фланец превентора 12. При этом верхний и нижний уплотнительные элементы 2 пакера располагаются в эксплуатационной колонне 15 ниже колонной головки 10. Герметизация фланцев 7 и 12 осуществляется стальным уплотнительным кольцом 16.
После спуска пакера до требуемой глубины и монтажа установочного фланца 7 на верхнем фланце превентора 12 производят вращение внутреннего корпуса 1. При этом внутренний корпус 1 движется вверх относительно неподвижного наружного корпуса 6, удерживаемого на месте закрепленным на верхнем фланце превентора 12 установочным фланцем 7. Верхний уплотнительный элемент 2, расположенный между упорной втулкой 3, промежуточной втулкой 4, и нижний уплотнительный элемент 2, установленный между промежуточной втулкой 4 и стальной шайбой 9, сжимаются и герметизируют затрубное пространство скважин.
Подачей жидкости через линию глушения 17 в затрубное пространство производят опрессовку приустьевой части эксплуатационной колонны и превентора 12 на требуемое давление. После выдержки испытуемого оборудования под давлением, последнее снижают через выкидную (факельную) линию 18 до атмосферного. После этого вращением внутреннего корпуса 1 в обратную сторону корпус 1 пакера перемещают вниз. В результате уплотнительные элементы 2 разжимаются и разгерметизируют затрубное пространство.
Глубина установки пакера в скважине зависит от длины наружного и внутреннего корпусов 1 и 6.
Настоящая полезная модель может быть использована в нефтегазовой и других отраслях промышленности, где используется устьевое оборудование при добыче различных сред из скважин.