Пакер механічний

Винахід відноситься до нафтогазовидобувної промисловості, переважно до пристроїв, які використовуються при освоєнні свердловин, а також при проведенні технологічних операцій з ізоляції зон поглинання в процесі проводки у викривлених, вертикальних і глибоких свердловинах. Відомий пакер модель "G-T" фірми "BAKER" США, який містить ствол з опорою і нажимним ущільнюючим елементом, конус і обойму з виступом. В обоймі встановлені шліпси з пружинами. Для управління положенням шліпсів виконаний фігурний паз на тілі ствола, який містить коротку і довгу ділянки, при цьому довга ділянка виконана із заходом під конус. (Composit catalog of oil field equipment and services. 1984-85/Volume 1). Для того щоб вивести пакер із транспортного положення в робоче, необхідний поворот колони спускових труб. Однак робота з даним пакером малоефективна у викривлених, горизонтальних і глибоких свердловинах, так як поворот колони спускових труб у даних умовах практично неможливий. Найбільш близьким за технічним рішенням, вибраним в якості прототипу запропонованого пакера механічного є пакер для струминної установки, якій містить центральний ствол, жорстко зв'язану зі стволом опору і розміщені над нею наживний ущільнюючий елемент і конус, а на стволі з можливістю осьового переміщення розміщена обойма з установленими у верхній частині обойми рівномірно по колу шліпсами, підпружиненими відносно обойми в радіальному напрямку. В нижній частині обойми розміщена поворотна втулка з можливістю повертатися навколо ствола. На зовнішній поверхні ствола виконаний кільцевий фігурний паз, обмежений з нижньої сторони гострокінцевими похилими фасками, а з верхньої сторони рівномірно розташованими по колу почергово повторюваними короткими і довгими ділянками паза. (Патент Російської Федерації, №2122144, кл. Е21В33/128, F04F5/44, 1998). При роботі з даним пакером закріплення шліпсів із стінкою експлуатаційної колони здійснюється одночасно з стискуванням ущільнюючих елементів при русі всього пакера вниз, що призводить до абразивного стирання цих елементів і знижує надійність ізоляції зон. Подальше стискання ущільнюючих елементів залежить від людського фактору, тобто від того, на якому осьовому навантаженні зупиниться бурильщик, бо нема обмеження ходу опори. Перенавантаження на ущільнюючі елементи приводить до їх пластичної деформації за межею пружності і це в загальному, може привести до ускладнень при підніманні пакера, аж до аварії. Ущільнюючі елементи, як правило, виконані з гуми з дуже великим коефіцієнтом тертя, що при стисканні не дає можливості ковзати по торцевих поверхнях елементам відносно один одного для кращого пакерування. Велика довжина ствола за технологією виготовлення потребує складного спеціального обладнання. При складанні пакера опора притискається до ущільнюючих елементів за допомогою перехідника з зазором або надмірним стисненням за рахунок відхилень розмірів деталей, що є негативом. Задачею, на рішення якої направлено даний винахід, є захист пружних ущільнюючих елементів від абразивного стирання до повного закріплення шліпсів із стінкою експлуатаційної колони, обмеження ходу опори до розрахованої межі при стисканні ущільнюючих елементів, а також підвищення якості установки пакера і забезпечення прохідності приладів для проведення геофізичних досліджень і перфорації при спрощеній технології його виготовлення. Вищевказана задача вирішується за рахунок того, що у верхній частині ствола на зовнішній поверхні і на внутрішній поверхні конуса виконані канавки і в них вставлене пружинне стопорне кільце, а також на цих же поверхнях виконані уступи для обмеження ходу опори. Між пружними ущільнюючими елементами встановлено тонкостінні конусні розділювачі з полірованими внутрішньою і зовнішньою поверхнями. Ствол виконаний з двох частин, з'єднаних між собою за допомогою різьби насосно-компресорних труб, а опора розташована у верхній частині ствола на різьбі з можливістю регулювати попереднє стиснення пружних ущільнюючих елементів. Описана конструкція пакера дозволяє забезпечити якісний контакт шліпсів з конусом без абразивного стирання пружних ущільнюючих елементів з подальшим їх стисканням на розраховану віддаль, легке ковзання їх торцевих поверхонь одне відносно одного, надійність встановлення і знімання пакера та спрощує технологію його виготовлення. На фіг.1 показано запропонований пакер з поздовжнім розрізом, на фіг.2 - розгортка-циклограма переміщення елементів конструкції пакера з транспортного положення в робоче. Пакер складається з верхнього ствола 1 і нижнього ствола 2 з'єднаних між собою за допомогою різьби насосно-компресорних труб. На верхньому стволі 1 розміщені опора 3, пружні ущільнюючі елементи 4, між якими розташовані тонкостінні конусні розділювачі 5, рухомий конус 6 з канавкою і пружинним стопорним кільцем 7. На зовнішній поверхні ствола 1 і на внутрішній поверхні конуса 6 виконані уступи, відповідно 8 і 9. На нижньому стволі 2 з можливістю осьового переміщення встановлена обойма 10. У верхній частині тіла обойми 10 у гніздах закріплені шліпси 11, підпружинені в радіальному напрямі пружинами 12, а в нижній частині розміщена поворотна втулка 13 з пальцями 14. Для керування положенням шліпсів 11 на зовнішній поверхні нижнього ствола 2 виконаний кільцевий фігурний паз 15, у який поміщені пальці 14. Фігурний паз 15 обмежений з нижньої сторони гостроконечними похилими фасками 16, 17, а з верхньої сторони - рівномірно розташованими по колу, почергово повторюваними, короткими 18 і довгими 19 повздовжніми ділянками паза 15 і сполученими між собою за допомогою верхніх похилих фасок 20, 21. Похилі фаски 16, 17, 20, 21 виконані для забезпечення переходу пальців 14 з коротких ділянок 18 в довгі 19 і навпаки. Для приєднання пакера до спускових труб служить перехідник 22. У верхній частині ствола 1 виконана різьба 23 для можливості регулювати попереднє стискання ущільнюючих елементів 4. Встановлюється і знімається пакер наступним чином. Перед встановленням пакера пальці 14 знаходяться в крайньому нижньому положенні (точка 11’ на фіг.2). При цьому шліпси 11 розтиснені пружинами 12 і знаходяться в контакті з експлуатаційною колоною. При спуску пакера в свердловину, відбувається деяке обтискання шліпсів 11 і стискання пружин 12, при цьому за рахунок тертя об стінки експлуатаційної колони шліпси 11 захоплюють за собою вверх (по відношенню до ствола 2) обойму 10 з поворотною втулкою 13 і пальцями 14. При переміщенні пальців 14 по верхній похилій фасці 20 за рахунок її нахилу до осі ствола 2 відбувається поворот втулки 13 на 90° і перехід пальців 14 у короткі ділянки 18. Подальше осьове переміщення обойми 10 приводить до того, що пальці 14 досягають найвищої точки 2’ (на фіг.2) коротких ділянок 18. При цьому шліпси 11 не входять у контакт з конусом 6, тобто пакер знаходиться в транспортному положенні. При досягненні пакером місця встановлення призупиняють спуск колони труб і потім здійснюють деяке їх підіймання (на висоту 0,7-1,5м). При цьому, за рахунок сили тертя шліпсів 11 із стінкою експлуатаційної колони здійснюється переміщення обойми 10 вниз відносно ствола 2. Пальці 14 ковзають у цей час по короткій ділянці 18 і дальше по нижній похилій фасці 16 досягають свого крайнього нижнього положення (точка 3’ на фіг.2) і повертають одночасно втулку 13 на 90°. Потім здійснюють переміщення колони труб вниз разом із стволами 1, 2 при нерухомій обоймі 10. Пальці 14 ковзають по верхній похиленій фасці 21 повертаючи на 90° втулку 13 і переходять у довгі ділянки 19, досягаючи точки 4’ (на фіг.2). При цьому шліпси 11 входять у контакт з конусом 6, і в міру подальшого руху стволів 1, 2 вниз, притискаються до внутрішньої поверхні стінки експлуатаційної колони. За рахунок пружного стопорного кільця 7 опора 3 переміщується разом з конусом 6 не стискаючи ущільнюючі елементи 4 і захищає останні від абразивного стирання об стінки експлуатаційної колони. При досягненні на стволі розрахованого осьового навантаження кільце 7 розжимається, заходить в канавку конуса 6 і ствол 1 з опорою 3 переміщуються вниз стискаючи ущільнюючі елементи 4. Стискання продовжується до посадки уступа 8 на уступ 9. Після проведення всього регламенту робіт здійснюють розпакеровку для піднімання пакера із свердловини або встановлення його в новому місці. Для цього колону труб повільно піднімають вверх. При цьому шліпси 11 сходять з конуса 6 і притискаються до стінки експлуатаційної колони тільки незначним зусиллям пружин 12. В результаті обойма 10 з втулкою 13 і пальцями 14 переміщуються вниз відносно ствола 1. Пальці 14 ковзають по довгих ділянках 19 і потім по похилій фасці 17, досягаючи при цьому крайнього нижнього положення, відповідного точці 1’ (на фіг.2). Даний пакер може бути використаний при експлуатації у викривлених, похилоскерованих, вертикальних і глибоких свердловинах, де використання інших механічних пакерів практично неможливе, або вимагає великих експлуатаційних затрат.