Пакер

 

1 . ПАКЕР/, содержащий ствол с верхним и нижним упорами, установленный между ними на стволе упругий уплотнительный элемент, верхний торец которого установлен с возможностью осевого перемещения и выхода из контакта с верхним упором в рабочем положении пакета, отличающийся тем, что, с целью повышения надежности пакеровки за счет регулирования степени сжатия -зтитотнительного элемента, нижний упор установлен с Возможностью осевого перемещения для растяжения упругого уплотнительного элемента при спуске и фиксации его.при этом р промежуточных положениях. 2. Пакер по п.1, о т л и ч а ю щи и с я тем, что упругий уплотнительный элемент выполнен с верхним i и нижним армирующими кольцами и раз (Л мещенной между ними пружиной, а нижний упор связан со стволом резьбовым соединением. го О) Од 00 я.

СОН)3 СОВЕТСНИХ

СОЦИАЛИСТИЧЕСНИХ

1Еа1УЬЛИН

ОПИСАНИЕ ИЗОБРЕТЕНИЯ

ГОСУДАРСТВЕННЫЙ НОМИТЕТ СССР

IlO ДЕЛАМ ИЗОБРЕТЕНИЙ И ОТКРЫТИЙ

К АВТОРСКОМ,Ф СВИДЕТЕЛЬСТВУ (21) 3787247/22-03 (22) 05.06.84 (46) 15.10.86. Бюл. Ф 38 (71) Татарский государственный научно-исследовательский и проектный институт нефтяной промышленности (72) Ш.К.Шаяхметов, A.N.Рудаков, Р.Г.Габдуллин и А.А.Шестимиров (53) 622.245.4(088.8) (56) Авторское свидетельство СССР

У 443160, кл. E 21 В 33/12, 1971.

Патент США В 4.410.040, кл. 166-118, опублик. 1983. (54)(57) 1. ПАКЕР,, содержащий ствол с верхним и нижним упорами, установленный между ними на стволе упругий уплотнительный элемент, верхний торец которого установлен с возможно„„SU,, 126381Î А 1 (594 Е 21 В 33 12 стью осевого перемещения и выхода из контакта с верхним упором в рабочем положении пакета, о т л и ч а ю— шийся тем, что, с целью повьппения надежности пакеровки за счет регулирования степени сжатия уплотнительного элемента, нижний упор установлен с возможностью осевого перемещения для растяжения упругого уплотнительного элемента при спуске и фиксации его.при этом и промежуточных положениях.

2. Пакер по п.1, о т л и ч а ю— шийся тем, что упругий уплотнительный элемент выполнен с верхним и нижним армирующими кольцами и размещенной между ними пружиной, а нижний упор связан со стволом резьбовым соединением.

12638!

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, а именно к пакерующим устройствам для разобщения ствола при исследовании скважин ° 5

Цель изобретения — повышение н адежности пакеровки за счет регулирования степени сжатия уплотнительного элемента пакера.

На фиг.l изображен пакер в конеч- 1О ной стадии сборки, общий вид; на фиг.2 — пакер в транспортном положении; на фиг.3 — пакер, спущенный в скважину в компоновке со штанговым насосом; на фиг.4 — пакер в рабочем 15 положении.

Пакер (cM.ôèã.l и 2) содержит ствол 1 с верхним 2 и нижним 3 упорами, верхний из которых установлен на стволе неподвижно, а нижний соединен 20 со стволом с помощью резьбы 4. Между упорами 2 и 3 размещен уплотнительный элемент 5 бочкообразной формы с полостью 6, внутри которой размещена пружина 7, установленная соосно ство- 25 лу 1. Полость 6 образована наружной поверхностью ствола и внутренней поверхностью уплотнительного элемента

5, закрепленного своими концами к армирующим кольцам 8 и 9. Последние ус- 30 тановлены на стволе с возможностью осевого перемещения.

Сборку пакера осуществляют следующим образом.

На ствол 1 с его нижнего конца на35 девают армирующее кольцо 8, пружину

7, кольцо 9 и далее ввинчивают нижний упор 3 до полного сжатия пружины

7. Затем к армирующим кольцам 8 и 9

40 вулканизируют или закрепляют бандажем резиновый уплотнительный элемент

5, наружный диаметр которого значительно больше диаметра скважины.

Пакер работает следующим образом.

Перед спуском его в скважину (см. фиг.2}, отвинчивая нижний упор 3, пружиной 7 растягивают уплотнительный элемент 5 пакера, приводя в транспортное положение, при котором пакер может быть свободно спущен в скважину. В случае его использования при перекрытии ствола скважины, например при исследовании методом восстановления забойного давления добывающих скважин приборами, спускаемыми на скребковых проволоках, посту-. пают следующим образом.

0 Х

В верхней части ствола пакера (см. фиг.3) выполняют окна 10 а снизу— заглушают пробкой ll, после чего спускают в скважину в компоновке со штанговым насосом 12, присоединив ствол 1 пакера с помощью резьбового соединения с подвижным седлом 13 всасывающего клапана 14 насоса. После спуска прибора 15 на заданную глубину ниже насоса в призабойную зону (см.фиг.4) уплотнительным элементом

5 пакера производят разобщение этой зоны от остальной части ствола скважины путем натяжения колонны штанг

16 с помощью подъемного крана (подьемный кран не изображен), предварительно производя захват (поворотом колонны штанг по часовой стрелке) ловителем 17 плунжера 18 наконечника

19, с которым связан ствол 1 пакера через подвижное седло 13 клапана 14.

В начальный момент натяжения колонны штанг 16 верхнее кольцо 8 упрется о перфорированный патрубок 20 корпуса 21 насоса. При дальнейшем натяжении нижний упор 3, воздействуя на пружину 7.„ сжимает ее. При этом уплотнительный элемент 5 под действием собственной упругой силы сокращается и увеличивает свой диаметр и прижимается к стенкам. При создании перепада давления контактные давления между уплотнительным элементом и стенкой скважины повышаются за счет эффекта самоуплотнения.

После окончания исследований уплотнительный элемент пакера приводят в исходное положение (в нерабочее положение). Для этого штанги освобождают от подвески и подают вниз до посадки подвижного седла 13 всасывающего клапана на свое место.

Поворотом штанг 16 против часовой стрелки отцепляют ловитель 17 от наконечника всасывающего клапана 14, штанги поднимают и присоединяют к балансиру станка качалки. После извлечения прибора на поверхность насос снова пускают в работу. Пакер остается в скважине вместе с насосом и при необходимости повторного исследования операции по его установке повторяют.

Пакер может использоваться при исследовании скважин разного диаметра, в которых есть необходимость перекрывать значительные зазоры (28,5 мм, 37 мм и более) при перепаз 12б38 дах давления до 35 ИПа. Это дает возможность проводить исследования метсдом восстановления забойного давления. При запакеровке участка макси1 малько приближенной к продуктивному пласту приток нефти из пласта практически мгновенно прекращается. Тем самым обеспечивается ускорение процесса восстановления забойного дав10 4 ления по сравнению с условиями, когда скважина закрывается на устье.

А зто, соответственно, ведет к значительному сокращению времени на проведение исследований. Кроме того, использование предложенного пакера не требует проведения дополнительных спуско-подъемных операций по извлечению насоса при иследованиях скважины.

Произв.-полигр. пр-тие, г. Ужгород, ул. Проектная, 4

1263810

ВНИИПИ Заказ 55341 31 Тираж 548

Подписное