Пакерное устройство


 


Владельцы патента RU 2493353:

Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина (RU)

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при пакеровании интервалов горизонтальной скважины. Обеспечивает фиксацию пакерного устройства в горизонтальном стволе скважины. Пакерное устройство включает центратор, якорь, гидродомкрат, сбивной и обратный клапаны и пакер. Центратор расположен перед якорем на расстоянии не более 0,7 м. Дополнительный центратор расположен после центратора перед пакером на расстоянии от пакера не более 0,7 м. Расстояние между центраторами не более 3 м. Центраторы имеют центрирующие поверхности с внешним размером более наружного размера якоря на 9-11 мм и менее внутреннего диаметра скважины на 10-16 мм. 1 ил.

 

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при пакеровании интервалов горизонтальной скважины.

Известен пакер для наклонных скважин, включающий ствол, механический якорь, содержащий плашки и штифты, уплотнители с конусом и центратор в виде пластинчатых пружин, пружин сжатия и втулки, установленной на стволе, соединенной с механическим якорем пластинчатыми пружинами и имеющей отверстия для пружин сжатия, взаимодействующих с пластинчатыми пружинами. На стволе выполнена кольцевая проточка и установлена управляющая втулка с размещенными в ней штифтами, а между пружинами сжатия установлен фиксирующий подпружиненный элемент, например, в виде пальцев с пружинами, имеющих возможность взаимодействия с кольцевой проточкой и обеспечивающих фиксирование центратора относительно ствола, при этом при отсутствии штифтов, в случае их срезания, центратор имеет возможность неограниченного перемещения вдоль ствола до положения его фиксирования (Патент РФ на полезную модель №52908, опублик. 27.04.2006).

Недостатком известного устройства является недостаточно точное центрирование по стволу скважины и невысокая работоспособность в скважинах с большой кривизной.

Наиболее близким к предложенному изобретению по технической сущности является устройство для установки и герметизации хвостовика обсадной колонны в скважине, содержащее установленный на колонне труб переводник, на котором подвешены внутренняя труба и посредством муфты пакер и якорь, соединенный посредством соединительной муфты с выполненным в виде трубы хвостовиком, внутренняя труба выполнена с радиальными отверстиями в ее стенке и установленным на нижнем ее конце клапаном, пакер расположен над якорем на верхнем стволе и выполнен с сжимаемыми в осевом направлении посредством гидропривода эластичными манжетами, а якорь расположен на нижнем стволе, зафиксирован в исходном положении посредством срезного штифта и выполнен с установленными с возможностью перемещения в радиальном направлении посредством гидропривода шлипсами, при этом внутренняя труба образует с соединенными между собой верхним и нижним стволами кольцевую полость, гидравлически связанную через ее радиальные отверстия с гидроприводами пакера и якоря. Внутренняя труба снабжена жестким центратором ее положения в верхнем и нижнем стволах, клапан выполнен в виде установленного на срезном штифте седла и сбрасываемого на него шара, под седлом установлена ловушка седла и шара, шлипсы якоря выполнены прямоугольными с Т-образным хвостовиком, гидропривод якоря снабжен сжатой в исходном положении пружиной, поджимающей шлипсы к обсадной колонне в рабочем положении, причем гидропривод якоря выполнен с ограничителем осевого хода шлипсов, эластичные манжеты пакера выполнены цилиндрическими из резины, при этом между манжетами установлены стальные шайбы, а пакер выполнен с ограничителем осевого сжатия эластичных манжет (Патент РФ на полезную модель № 70304, опублик. 20.01.2008 - прототип).

Известное устройство успешно работает в вертикальных скважинах. Однако в горизонтальном стволе скважины устройство не срабатывает из-за невозможности выхода из корпуса упорных элементов якоря, отсутствия фиксации якоря и вслед за ним пакера.

В предложенном изобретении решается задача фиксации пакерного устройства в горизонтальном стволе скважины.

Задача решается тем, что в пакерном устройстве, включающем центратор, якорь, гидродомкрат, пакер и клапаны, согласно изобретению, центратор расположен перед якорем на расстоянии не более 0,7 м, дополнительный центратор расположен после центратора перед пакером на расстоянии от пакера не более 0,7 м при расстоянии между центраторами не более 3 м, центраторы имеют центрирующие поверхности с внешним размером более наружного размера якоря на 9-11 мм и менее внутреннего диаметра скважины на 10-16 мм.

Сущность изобретения

В горизонтальных скважинах наблюдаются отклонения ствола скважины от горизонтали, искривления, иногда запланированные до бурения. В таких стволах пакерное устройство испытывает большие усилия прижатия к стенкам скважины. Особенно эти усилия велики в местах перехода от вертикального ствола к горизонтальному. Профиль скважины заставляет изгибаться колонну насосно-компрессорных труб и пакерное устройство на конце этой колонны оказывается в наибольшей степени подверженным усилиям прижатия к стенке скважины. Эти усилия могут быть столь велики, что могут не позволить плашкам якоря выйти из корпуса и поднять якорь, отодвинуть его от стенки скважины. В предложенном изобретении решается задача фиксации пакерного устройства в горизонтальном стволе скважины. Задача решается следующим образом.

Пакерное устройство, состоящее из центраторов, якоря, гидродомкрата, сбивного и обратного клапанов и пакера, компонуют таким образом, чтобы обеспечить расстояние между стенками скважины и наружным диаметром якоря, достаточное для выдвижения плашек якоря во все стороны и упор их в стенки скважины при любом реально существующем изгибе ствола скважины. Устройство рассчитано на работу в скважине, обсаженной эксплуатационной колонной 9 дюймов (245×7,9 мм). Центраторы выполнены жесткими, с рабочими элементами в виде жестких ребер. Один из центраторов располагают перед якорем на расстоянии не более 0,7 м от него. Этим обеспечивают защиту центратора от контакта со стенками скважины при любом реально существующем радиусе закругления скважины. Второй дополнительный центратор располагают после центратора перед пакером на расстоянии от пакера не более 0,7 м. Задача второго центратора такая же, как и первого, но в отношении пакера. Оба центратора вместе обеспечивают работоспособность устройства в целом в любом реально существующем изгибе ствола скважины. Исходя из обеспечения работоспособности расстояние между центраторами выдерживают не более 3 м. В совокупности с размерами якоря и центратора помимо работоспособности это гарантирует прохождение пакерного устройства через любые изгибы скважины без контакта пакера и якоря со стенками скважины. Центраторы имеют центрирующие поверхности с внешним размером (диаметром) менее внутреннего диаметра скважины на 10-16 мм. Менее этого размера может вызвать затруднения при спуске в горизонтальный ствол скважины, больший - неработоспособность устройства. Наружный диаметр якоря меньше наружного диаметра центратора на 9-11 мм. Наличие равных диаметров центратора и якоря недопустимо, т.к, приводит к повреждению якоря при спуске в горизонтальный ствол скважины. Меньший размер приводит к возможности контакта якоря со стенкой скважины в месте крутого изгиба, повреждению якоря или появлению недостаточного расстояния для начального выдвижения плашек, достаточного для рабочего выдвижения плашек и фиксирования в скважине. Больший размер приводит к смещению якоря относительно оси скважины и появлению касательных усилий на стенках скважины при упоре плашек. Максимальный ход плашек якоря составляет 42 мм. Работоспособность устройства в таких условиях заключается в том, что при любом изгибе скважины устройство в этом месте изгиба обеспечивает возможность выдвижения плашек и их контакт со стенками без касательных усилий. В то же время даже при прижатии центраторов к одной из стенок скважины, например, снизу, это обеспечивает выход плашек и их контакт со стенками скважины в любом направлении, т.е. не только со стороны прижатия, например, снизу, но и в диаметрально противоположном направлении. При этом обеспечивается упор плашек в стенки скважины практически без создания касательной составляющей, т.е. как бы перпендикулярно стенке скважины. Это обеспечивает надежное удержание якоря в рабочем положении. Разность диаметров центратора и якоря обеспечивает выход плашек якоря и их упор в стенки скважины. Без центратора в условиях прижатия к одной стенке скважины в горизонтальном стволе усилий одного только якоря недостаточно для отжима плашками от стенки скважины и центрирования якоря в стволе скважины. Однако даже при отжиме плашки упираются в стенки скважины по касательной и не обеспечивают удержания якоря в скважине.

Обратный клапан необходим для поддержания давления при срабатывании гидродомкрата. Сбивной клапан необходим для сброса давления и слива жидкости перед подъемом из скважины. Все элементы пакерного устройства соединены между собой через переводники на резьбе.

На фиг.1 схематично изображено предлагаемое пакерное устройство.

Устройство включает 1 и 2 - центраторы, 3 - якорь, 4 - гидродомкрат, 5 - сбивной клапан, 6 - обратный клапан, 7 - пакер. Устройство закреплено на колонне насосно-компрессорных труб 8 и размещено в скважине 9. В качестве якоря может быть использован якорь марки ЯГ(М)-204-90-400-Т100-К3-02, в качестве пакера может быть использован пакер ПРО-ЯМ02-204-90-400-Т100-К3-02, элементы устройства соединены переводниками 114×73 мм.

Устройство работает следующим образом.

Компоновку спускают на колонне насосно-компрессорных труб в скважину на необходимую глубину. В колонне насосно-компрессорных труб создают давление жидкости, срабатывает гидродомкрат, посредством штока вызывает срабатывание якоря и пакера, из якоря выступают плашки и упираются в стенки скважины, пакер расширяет резиновые накладки. Пространство скважины разобщено. После проведения ремонтных работ устройство удаляют из скважины. Для этого сбрасывают давление в колонне насосно-компрессорных труб, спуском колонны меньшего диаметра срезают штифты на сбивном клапане, выравнивают давление в колонне насосно-компрессорных труб и скважине, плашки входят в якорь, пакер сжимается, колонну насосно-компрессорных труб с пакерным устройством поднимают из скважины.

Применение предложенного пакерного устройства позволит выполнить фиксацию устройства в горизонтальном стволе скважины и обеспечить разобщение горизонтальной скважины.

Пакерное устройство, включающее центратор, якорь, гидродомкрат, пакер и клапаны, отличающееся тем, что центратор расположен перед якорем на расстоянии не более 0,7 м, дополнительный центратор расположен после центратора перед пакером на расстоянии от пакера не более 0,7 м при расстоянии между центраторами не более 3 м, центраторы имеют центрирующие поверхности с внешним размером более наружного размера якоря на 9-11 мм и менее внутреннего диаметра скважины на 10-16 мм, при этом пакерное устройство дополнительно содержит сбивной и обратный клапаны.



 

Похожие патенты:

Изобретение относится к нефтяной и газовой промышленности, в частности к уплотнительным элементам пакера, и может быть использовано для оснащения пакеров. .

Изобретение относится к нефтегазовой промышленности, а именно к устройству, используемому в качестве заглушающего элемента, для проведения испытаний скважины, трубопровода или подобного устройства.

Изобретение относится к оборудованию для нефтегазодобывающей промышленности и может быть использовано для разобщения интервалов ствола обсадной колонны при освоении и эксплуатации нефтяных, газовых и нагнетательных скважин, при проведении опрессовки обсадной колонны и поиска негерметичности, при обработке пластов химическими реагентами под давлением, при проведении ремонтно-изоляционных работ и других технологических операций, осуществление которых требует создания высокого перепада давления на пакер, а также для работ с колтюбинговыми технологиями.

Изобретение относится к оборудованию для нефтегазодобывающей промышленности и используется в устройствах, герметично разобщающих интервалы обсадной колонны (пакерах) в нефтяных, газовых, газоконденсатных и нагнетательных скважинах.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть использовано при добыче флюида (нефти, газа и др.) или закачке рабочего агента в скважину при одновременно-раздельной эксплуатации одного или нескольких пластов, а также для периодического отсекания и изолирования пласта или интервалов негерметичности для контроля за герметичностью пакеров в процессе эксплуатации скважины.

Изобретение относится к скважинному устройству для использования со скважинным инструментом, имеющим разбухающий элемент, скважинному инструменту и способу его сборки.

Изобретение относится к горной промышленности и предназначено для перекрытия межтрубного пространства нефтяных и газовых скважин при проведении изоляционных работ.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, а именно к средствам защиты эксплуатационных колонн от высоких давлений при ремонтно-изоляционных работах в скважинах.

Изобретение относится устройству, используемому для испытаний на герметичность в скважине и трубопроводе. Устройство для удаления заглушки содержит трубчатый кожух, кольцевой кожух и поршень. В гнезде трубчатого кожуха установлена заглушка. Нижняя часть кольцевого кожуха под действием приложенной силы вдавливается в материал заглушки так, что материал дробится. Поршень расположен над кольцевым кожухом и воздействует с указанной силой на него при осевом перемещении гидравлическим давлением. Нижняя часть кольцевого кожуха имеет отходящий радиально внутрь фланец. В результате осевого перемещения поршня фланец перемещается радиально внутрь к заглушке. В стенке кольцевого кожуха выполнены прорези. Решение согласно изобретению позволяет избежать проблем, связанных с использованием взрывчатых веществ, представляющих угрозу безопасности, а также исключить попадание в скважину обломков корпусов для зарядов взрывчатых веществ. 4 ил.

Группа изобретений относится к нефтегазовой промышленности, а именно к устройствам, включающим набухающий эластомер и используемым в скважинах в качестве пакеров или уплотнений, а также к способу регулирования набухания эластомера в скважине. Устройство включает в себя набухающий сердечник и покрытие, заключающее в оболочку набухающий сердечник. При этом покрытие выполнено из материала, содержащего компонент, растворимый в выбранной текучей среде, и компонент, нерастворимый в выбранной текучей среде. Способ регулирования скважинного инструмента включает в себя расположение скважинного инструмента в стволе скважины и воздействие на набухающее устройство выбранной текучей средой для увеличения проницаемости покрытия для обеспечения набухания набухающего сердечника. Обеспечивает эффективное управление скоростью расширения набухающего эластомера. 3 н. и 14 з.п. ф-лы, 6 ил.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, а именно к разработке и эксплуатации нефтяных пластов с зонами различной проницаемости, в том числе в боковых и горизонтальных стволах с применением технологии одновременно-раздельной эксплуатации и изоляции зон несанкционированного водопритока. Устройство обеспечивает герметичность перекрытия заколонного пространства при значительном перепаде давления, необходимое прижатие герметизирующих элементов, исключение чрезмерного накопления герметизирующего материала, повышение надежности разобщения между стенками скважины и устройством. Устройство для разобщения пластов или продуктивного пласта горизонтальной скважины на отдельные зоны включает соединенные продольно-гофрированные трубы с герметизирующими элементами, которые размещены на участках с меньшей описанной окружностью. Также устройство включает верхний и нижний цилиндрические участки. Нижний участок снабжен башмаком, а верхний - посадочным переводником. Герметизирующие элементы выполнены замкнутыми по периметру трубы. Концевые участки продольно-гофрированных труб соединены сваркой и выполнены в виде продольно-гофрированных калиброванных раструбов с описанным диаметром, большим или равным описанному диаметру герметизирующих элементов. Толщина герметизирующих элементов и расстояние между ними выполнены с возможностью их распределения без взаимного перекрытия при расширении развальцевателем после выправления внутренним давлением. 2 з.п. ф-лы, 4 ил.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и предназначено для проведения изоляционных и других работ при капитальном ремонте скважин. Изобретение предотвращает преждевременное срабатывание инструмента установочного гидравлического, обеспечивает надежную пакеровку, улучшение герметичности пакера, а также повышение надежности механизма соединения-разъединения инструмента установочного гидравлического с пакером разбуриваемым. Пакер разбуриваемый состоит из ствола с нарезкой на наружной поверхности, герметизирующего элемента, разрывных плашек и конусов. Нижний торец нижней разрывной плашки выполнен наклонным. В верхней части ствола пакера установлен верхний разделитель в виде тарельчатого клапана. Инструмент установочный гидравлический состоит из штока, соединенного с адаптером, верхнего и нижнего цилиндров. Между штоком и верхним цилиндром установлены подвижные втулки и неподвижная втулка, образующие несколько полостей. Верхний цилиндр и адаптер, нижний цилиндр и корпус тарельчатого клапана соединены при помощи срезных винтов. К нижней части адаптера присоединена корзина с радиальными переточными отверстиями и радиальными отверстиями под защелки, упирающиеся в выступ нижней части ствола. К корзине прикреплено при помощи срезных винтов седло под сбрасываемый шар. Корзина соединена с концевой втулкой через переводник. К концевой втулке на срезных винтах прикреплено ограничительное кольцо и нижний разделитель в виде пробки-центратора с пружинным кольцом. 1 з.п. ф-лы, 1 ил.

Изобретение относится к нефтяной и газовой промышленности, а именно к уплотнительным элементам, используемым в устройствах для герметичного разобщения интервалов обсадной колонны скважины (пакерах). Изобретение обеспечивает повышение герметизирующих свойств пакеров, осуществление гарантированного возврата раздвижного кольца в исходное положение при извлечении пакера, надежность и долговечность работы пакеров за счет исключения затекания эластичного материала герметизирующего элемента в кольцевой зазор между корпусом пакера и стенками скважины, предотвращения разрушения резины при распакеровке. Уплотнительный узел пакера содержит герметизирующий элемент и установленное на одном из его торцов раздвижное кольцо. Раздвижное кольцо закреплено посредством штифта и образовано рядами внешних и внутренних сегментов, уложенных с взаимным перекрытием. Сегменты рядов выполнены с возможностью перемещения относительно друг друга. Каждый внешний сегмент соединен с двумя внутренними сегментами. Внешний сегмент соединен с одним из внутренних сегментов подвижно посредством штифта, а с другим - жестко при помощи заклепки. На внешних сегментах выполнен паз под штифт и отверстие под заклепку, а на внутренних сегментах - отверстие под штифт и под заклепку. Штифт выполнен в виде стержня с верхней и нижней шляпками, расположенными по обоим концам стержня. Верхняя шляпка имеет возможность движения по пазу внешнего сегмента. Нижняя шляпка, совместно с частью стержня внедрена в герметизирующий элемент. 5 ил.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, а именно к устройствам для разобщения пластов в скважине при раздельной закачке в них различных реагентов. Изобретение повышает долговечность и надежность работы устройства и имеет расширенные технологические возможности работы. Устройство для обработки пластов в скважине содержит пакер. Пакер включает в себя проходной в осевом направлении корпус с фигурным пазом на наружной поверхности, обойму со штифтом и шлипсами и эластичную манжету. Штифт установлен в фигурный паз и имеет возможность перемещения в нем. Также устройство содержит разобщитель. Разобщитель состоит из ствола с верхней и нижней резьбой и золотника. Золотник расположен внутри ствола и соединен с ним срезными элементами. Также он снабжен центральным осевым отверстием, конусной расточкой, в которой установлено стопорное кольцо, посадочным седлом для шара, сбрасываемого вовнутрь устройства перед обработкой второго пласта, и нижним кольцом. Нижнее кольцо навернуто на нижнюю резьбу разобщителя и выполнено в виде крышки. Снизу крышка снабжена наружной резьбой для соединения с корпусом проходного пакера, а по центру - жесткозакрепленным на ней стержнем. Также она имеет осевые отверстия по окружности, пропускная способность которых больше пропускной способности центрального отверстия золотника. Стержень направлен в сторону золотника и имеет возможность герметичного взаимодействия с его осевым центральным отверстием после посадки шара на седло золотника и осевого перемещения золотника относительно ствола разобщителя. Стопорное кольцо взаимодействует с кольцевой проточкой, которая расположена в нижней части ствола разобщителя и выполнена в виде кольцевых насечек, направленных противоположно стопорному кольцу. Фигурный паз на наружной поверхности проходного корпуса пакера выполнен в виде поперечной и продольной проточек, расположенных перпендикулярно друг к другу и соединенных между собой в нижней части продольной проточки. 4 ил.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и предназначено для освоения и эксплуатации нефтяных, газовых и нагнетательных скважин, проведения ремонтно-изоляционных работ и других технологических операций, а также селективной обработки пласта под давлением, поинтервальной опрессовки эксплуатационной колонны и поиска негерметичности с использованием двух пакеров. Изобретение позволяет повысить эффективность проводимых в скважине работ, связанных с селективной обработкой пласта, поинтервальной опрессовкой эксплуатационной колонны, поиском негерметичности с использованием двух пакеров, обеспечить возможность передачи крутящего момента на колонну труб или оборудование, установленные под пакером, гарантировать надежное удерживание пакера от перемещения вниз при создании высоких перепадов давления, обеспечить герметичное перекрытие проходного канала пакера. Пакерно-якорное оборудование для селективной обработки пласта содержит шток, уплотнительный элемент, корпус, переводник и клапан. На штоке пакера установлены составной уплотнительный элемент, верхний и нижний конуса, сверху и снизу от которых размещены верхний и нижний кожухи. В пазах кожухов установлены, соответственно, верхние и нижние опоры. Верхний кожух соединен с корпусом, а нижний кожух - с переводником. В пазу корпуса имеется шпонка. К нижнему переводнику присоединен гидравлический якорь. К нижней части гидравлического якоря прикреплен корпус клапана, внутри которого установлены защитные кольца с уплотнительной манжетой, поджатой снизу гайкой и контргайкой. К нижней части клапана прикреплен механический якорь. Внутри пакерно-якорного оборудования имеется устройство герметизации клапана, зафиксированное в верхнем переводнике пакера через упор. Устройство герметизации клапана состоит из стержня, штанги, на которую установлен фиксатор, и контргайки, накрученной на верхнюю часть устройства. 1 ил.

Группа изобретений относится к нефтедобывающей промышленности, а именно к пакерам с электронным измерительным прибором и способам для их реализации. Обеспечивает повышение эффективности эксплуатации скважины. Пакер с электронным измерительным прибором включает ствол с уплотнительными элементами, разделительным элементом между ними, а также подвижными и неподвижными элементами. Пакер снабжен электронным измерительным прибором с датчиком для контроля состояния герметичности уплотнительных элементов в процессе эксплуатации скважины. По первому варианту электронный измерительный прибор с датчиком или датчик электронного измерительного прибора расположен в герметичном пространстве с постоянным давлением между уплотнительными элементами. По второму варианту электронный измерительный прибор с датчиком или датчик электронного измерительного прибора расположен вне уплотнительных элементов или в уплотнительных и разделительных элементах, при этом датчик электронного измерительного прибора гидравлически связан с герметичным пространством с постоянным давлением между уплотнительными элементами. Способ эксплуатации пакера с электронным измерительным прибором включает спуск в скважину колонны труб с указанным пакером, замер и передачу параметров на поверхность скважины. Электронный измерительный прибор с датчиком или датчик электронного измерительного прибора устанавливают с возможностью гидравлического сообщения с пространством между уплотнительными элементами для контроля состояния герметичности уплотнительных элементов, при этом осуществляют запакеровку пакера и образуют герметичное пространство с постоянным давлением между уплотнительными элементами в виде гидравлической камеры. После посадки пакера электронным измерительным прибором с датчиком замеряют параметры в указанном пространстве. 3 н. и 21 з.п. ф-лы, 11 ил.

Изобретение относится к системе и способам отбора текучей среды из конкретной зоны ствола скважины. Обеспечивает увеличенные степени расширения и более высокие перепады давления депрессии в скважине, уменьшает напряжения, в противном случае создаваемые оправкой инструмента с пакером вследствие перепадов давления. Система отбора текучей среды из конкретной зоны ствола скважины содержит единственный пакер. Пакер имеет структурный слой, который расширяется в стволе скважины и содержит множество дренажных отверстий в зоне расширения. Внутри структурного слоя расположен надувной баллон, а снаружи - уплотнительный слой. Каждое дренажное отверстие взаимодействует с уплотнительным слоем и дренажным элементом. Способ отбора текучей среды из конкретной зоны ствола скважины содержит следующие стадии: охватывание надувного баллона внешним структурным слоем; соединение системы регулирования потока текучей среды с множеством дренажных отверстий; размещение дренажного элемента на каждом дренажном отверстии. Второй способ отбора текучей среды из конкретной зоны ствола скважины включает следующие стадии: выполнение единственного расширяющегося пакера с множеством дренажных отверстий; спуск единственного расширяющегося пакера в ствол скважины; расширение пакера; удаление фильтрационной корки бурового раствора из зоны ствола скважины; осуществление действия насосной системы. 3 н. и 22 з.п. ф-лы, 19 ил.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к области вторичного воздействия вакуумом на продуктивный пласт. Устройство для имплозионной обработки пласта содержит полый корпус с входящей в него депрессионной камерой и пакер. На корпусе телескопически установлена и зафиксирована срезным винтом крышка, соединенная снизу со штоком переменного сечения, имеющим ограничитель. Ограничитель установлен с возможностью взаимодействия с внутренним выступом корпуса. При этом шток переменного сечения установлен с возможностью взаимодействия с переточным отверстием корпуса. Крышка сверху соединена с колонной труб. Шток переменного сечения выполнен полым и сообщает внутреннее пространство колонны труб с депрессионной камерой. При этом полый шток переменного сечения оснащен конусной поверхностью, сужающейся снизу вверх и выполненной с углом наклона 10-20°. Пакер выполнен в виде чередующихся металлических колец и резиновых бочкообразных уплотнений. Техническим результатом является повышение надежности и эффективности работы устройства, а также исключение загрязнения приустьевой территории продуктами имплозионной обработки пласта. 2 ил.
Наверх