RU138010U1

RU138010U1 - PACKING DEVICE (OPTIONS)

Info

Publication number: RU138010U1
Application number: RU2013143651/03U
Authority: RU
Inventors: Анатолий Андреевич Цыбин
Original assignee: Анатолий Андреевич Цыбин
Priority date: 2013-09-27
Filing date: 2013-09-27
Publication date: 2014-02-27

Abstract

1. Пакерующее устройство, включающее полый или заглушенный корпус с установленным на нем уплотнительным элементом, выполненным из полимера (эластомера), набухающего при контакте со скважинной жидкостью, отличающееся тем, что корпус герметично соединен с ниппелем и зафиксирован относительно него, по меньшей мере, одним кулачком при помощи ступенчатой втулки, имеющей возможность перемещаться под действием внутриколонного давления относительно кулачка, корпуса и ниппеля с взаимным разблокированием данных деталей, причём в ниппеле или корпусе имеется отверстие, по меньшей мере, одно.2. Устройство по п.1, отличающееся тем, что ниппель пакерующего устройства соединен с якорем, фиксирующим ниппель и транспортировочную колонну относительно внешней колонны при проведении технологических работ.3. Устройство по пп.1 и 2, отличающееся тем, что пакерующее устройство может содержать, по меньшей мере, два последовательно соединенных корпуса с уплотнительными элементами.4. Устройство по пп.1 и 2, отличающееся тем, что ступенчатая втулка зафиксирована относительно ниппеля или корпуса разрушающимся элементом.5. Устройство по пп.1 и 2, отличающееся тем, что ниппель соединен с корпусом на резьбе.6. Устройство по пп.1 и 2, отличающееся тем, что ниппель соединен с корпусом посредством срезного элемента.7. Устройство по пп.1 и 2, отличающееся тем, что ниппель соединен с корпусом соединением типа "байонет".8. Устройство по пп.l и 2, отличающееся тем, что корпус или ниппель имеет перепускной или обратный клапан.9. Устройство по пп.1 и 2, отличающееся тем, что в пакере имеется фиксатор конечного положения ступенчатой втулки.10. Устройство по пп.1. и 2, 1. Packing device comprising a hollow or plugged body with a sealing element installed on it made of a polymer (elastomer) that swells upon contact with the well fluid, characterized in that the body is hermetically connected to the nipple and fixed with at least one cam using a stepped sleeve that can move under the influence of internal column pressure relative to the cam, housing and nipple with mutual unlocking of these parts, moreover, in the nipple or box the pus has an opening of at least one. 2. The device according to claim 1, characterized in that the nipple of the packing device is connected to an anchor fixing the nipple and the transport column relative to the external column during technological work. The device according to claims 1 and 2, characterized in that the packer device may contain at least two series-connected housings with sealing elements. The device according to claims 1 and 2, characterized in that the step sleeve is fixed relative to the nipple or the housing by a collapsing element. 5. The device according to claims 1 and 2, characterized in that the nipple is connected to the body on the thread. 6. The device according to claims 1 and 2, characterized in that the nipple is connected to the housing by means of a shear element. The device according to claims 1 and 2, characterized in that the nipple is connected to the housing by a bayonet-type connection .8. The device according to claims 1 and 2, characterized in that the housing or nipple has a bypass or non-return valve. 9. The device according to claims 1 and 2, characterized in that the packer has a latch for the final position of the stepped sleeve. 10. The device according to claims 1. and 2,

Description

Предлагаемые варианты полезной модели относятся к нефтегазодобывающей промышленности и могут быть использованы в пакерующих устройствах при эксплуатации и ремонте скважин для защиты эксплуатационных колонн от гидродинамического давления и изоляции межтрубного пространства при проведении технологических операций по повышению нефтеотдачи продуктивных пластов, работ по поддержанию пластового давления в нагнетательных скважинах, при закачке жидкостей и газожидкостных смесей, гидравлических разрывов пластов в нагнетательных и эксплуатационных скважинах и других работах.The proposed utility model options relate to the oil and gas industry and can be used in packers during operation and repair of wells to protect production casing from hydrodynamic pressure and isolation of the annulus during technological operations to increase oil recovery in productive formations, work to maintain reservoir pressure in injection wells, when injecting liquids and gas-liquid mixtures, hydraulic fracturing in injection and exp uatatsionnyh wells and other works.

Известны пакерующие устройства механического и гидромеханического действия с уплотнительными элементами из эластомерных материалов (резин, полиуретанов и др.), использующиеся для вышеперечисленных технологических операций в скважинах (Абубакиров В.Ф. и др. Буровое оборудование: Справочник: В 2-х томах. Т. 2 Буровой инструмент. - М.: ОАО «Издательство «Недра», 2003 г.).Known packing devices of mechanical and hydromechanical action with sealing elements made of elastomeric materials (rubbers, polyurethanes, etc.) used for the above technological operations in wells (Abubakirov V.F. et al. Drilling equipment: Reference: In 2 volumes. T 2 Drilling tool. - M.: Nedra Publishing House OJSC, 2003).

Герметизация межтрубного пространства в скважинах данными пакерующими устройствами обеспечивается за счет осевого сжатия уплотнительных элементов, деформируемых в радиальном направлении до полного перекрытия этого пространства, разгрузкой части веса транспортировочной колонны, либо, гидравлически приводимыми в действие поршнями пакерующего устройства.Sealing the annulus in the wells with these packers is ensured by axial compression of the sealing elements deformed in the radial direction to completely overlap this space, by unloading part of the weight of the transport column, or by hydraulically driven pistons of the packer.

Недостатком данных пакерующих устройств является релаксация во времени напряжений в сжатых уплотнительных элементах, изменение их первоначальных свойств и, как следствие, ослабление контакта с перекрываемой колонной, что приводит к разгерметизации межтрубного пространства в скважине. В связи со значительной остаточной деформацией сжатия данных уплотнительных элементов при длительной работе, затруднен съем и подъем пакерующих устройств на поверхность, что приводит в ряде случаев к авариям, особенно в наклонных скважинах. Данные уплотнительные элементы имеют также не большой коэффициент пакеровки. Кроме того, к недостаткам данных пакерующих устройств, относиться сложность изготовления и эксплуатации.The disadvantage of these packing devices is the relaxation in time of the stresses in the compressed sealing elements, the change in their initial properties and, as a result, the weakening of contact with the overlapping string, which leads to the depressurization of the annular space in the well. Due to the significant residual compression deformation of these sealing elements during prolonged operation, it is difficult to remove and raise the packing devices to the surface, which in some cases leads to accidents, especially in deviated wells. These sealing elements also have a small packing factor. In addition, the disadvantages of these packer devices include the complexity of manufacture and operation.

Известно пакерующее устройство гидравлического действия, в котором в качестве уплотнительного элемента используется упруго-расширяющийся рукав, состоящий из силового и герметизирующего слоев (Цыбин А.А. и др. «Пакер для изоляции межтрубного пространства в нагнетательных и эксплуатационных скважинах»; научно-технический журнал «Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море», №1, 1994 г., стр.25).A packer device of hydraulic action is known in which an elastic-expanding sleeve consisting of a force and sealing layer is used as a sealing element (Tsybin A.A. et al. “Packer for isolation of the annular space in injection and production wells”; scientific and technical journal “Construction of oil and gas wells on land and at sea”, No. 1, 1994, p. 25).

Герметизация межтрубного пространства в скважинах данными пакерующими устройствами обеспечивается за счет подачи давления непосредственно под упруго-расширяющийся уплотнительный рукав.Sealing the annulus in the wells with these packers is ensured by applying pressure directly under the elastically expanding sealing sleeve.

Недостатком данных пакерующих устройств является сложность изготовление, а также не надежность запорного клапана, приводящая к разгерметизации пакерующего устройства.The disadvantage of these packing devices is the difficulty of manufacturing, as well as the reliability of the shut-off valve, leading to depressurization of the packing device.

Известен пакер, включающий полый ствол и установленный на стволе уплотнительный элемент из набухающего полимера (эластомера), расширяющегося при контакте со скважинными жидкостями (Патент на полезную модель RU 70543, МПК Е21В 33/12, 2007 г.).A well-known packer comprising a hollow barrel and a sealing element mounted on the barrel made of swelling polymer (elastomer) expanding upon contact with well fluids (Utility Model Patent RU 70543, IPC ЕВВ 33/12, 2007).

Уплотнительные элементы данных пакерующих устройств характеризуются большим значением коэффициента пакеровки, высокими герметизирующими свойствами и способностью сохранять их длительное время. Данные пакерующие устройства отличаются простой технологией установки в скважинах.The sealing elements of these packing devices are characterized by a large packing coefficient, high sealing properties and the ability to maintain them for a long time. These packers are characterized by simple well installation technology.

Однако подобные пакерующие устройства не приспособлены для выполнения выше перечисленных технологических операций при эксплуатации и ремонте в обсаженных скважинах, а используются в основном для изоляции пластов при креплении скважин и устанавливаются на обсадных колоннах (Торопынин В.В. и др. «Совершенствование технических средств для разобщения пластов и изоляции межпластовых перетоков»; журнал «Бурение и нефть» №12, 2009 г., стр. 49).However, such packer devices are not adapted to perform the above-mentioned technological operations during operation and repair in cased wells, but are mainly used to isolate formations when attaching wells and are installed on casing strings (V. Toropynin et al. “Improvement of technical means for separation reservoirs and isolation of inter-reservoir flows ”; Journal of Drilling and Oil No. 12, 2009, p. 49).

Техническим результатом предлагаемых вариантов полезной модели является создание надежной конструкции внутрискважинного пакерующего устройства, оснащенного уплотнительным элементом из набухающего, от контакта со скважинной жидкостью, полимера (эластомера), применяемого для изоляции межтрубного пространства в скважине при проведении различных технологических операций, расширение области применения данных пакерующих устройств.The technical result of the proposed variants of the utility model is the creation of a reliable design of the downhole packing device, equipped with a sealing element made of a swelling polymer (elastomer) from contact with the borehole fluid, used to isolate the annular space in the well during various technological operations, expanding the scope of these packing devices .

Поставленная задача решается предложенными двумя вариантами конструкции пакерующих устройств.The problem is solved by the proposed two design options for packers.

Технический результат по первому варианту достигается за счет того, что пакерующее устройство, включающее полый или заглушенный корпус с установленным на нем уплотнительным элементом, выполненным из полимера (эластомера), набухающего при контакте со скважинной жидкостью, согласно полезной модели, корпус герметично соединен с ниппелем и зафиксирован относительно него, по меньшей мере, одним кулачком при помощи ступенчатой втулки, имеющей возможность перемещаться под действием внутриколонного давления относительно кулачка, корпуса и ниппеля с взаимным разблокированием данных деталей, причем в ниппеле или корпусе имеется отверстие, по меньшей мере, одно.The technical result according to the first embodiment is achieved due to the fact that the packer device comprising a hollow or plugged body with a sealing element installed on it made of a polymer (elastomer) that swells upon contact with the well fluid, according to a utility model, the body is hermetically connected to the nipple and is fixed relative to it by at least one cam with a stepped sleeve, which is able to move under the influence of internal column pressure relative to the cam, housing and ppelya with mutual unlocking of these parts, in which the pin or the housing has an opening, at least one.

Кроме того:Besides:

ниппель пакерующего устройства может быть соединен с якорем, фиксирующим ниппель и транспортировочную колонну относительно внешней колонны при проведении технологических операций;the nipple of the packing device can be connected to an anchor securing the nipple and the transport column relative to the external column during technological operations;

пакерующее устройство может содержать, по меньшей мере, два последовательно соединенных корпуса с уплотнительными элементами;the packer device may comprise at least two series-connected housings with sealing elements;

ступенчатая втулка может быть зафиксирована относительно ниппеля или корпуса разрушающимся от давления элементом;the stepped sleeve can be fixed relative to the nipple or the housing by a pressure-breaking element;

ниппель может быть соединен с корпусом на резьбе;the nipple can be connected to the body on the thread;

ниппель может быть соединен с корпусом посредством срезного элемента;the nipple can be connected to the housing by means of a shear element;

ниппель может быть соединен с корпусом соединением типа «байонет»;the nipple can be connected to the housing with a bayonet-type connection;

корпус или ниппель, могут иметь перепускной или обратный клапан;body or nipple, may have a bypass or check valve;

в пакерующем устройстве может быть установлен фиксатор конечного положения ступенчатой втулки;in the packer device, a latch for the final position of the stepped sleeve can be installed;

по бокам уплотнительного элемента могут быть установлены кольца.rings can be installed on the sides of the sealing element.

Технический результат по второму варианту достигается за счет того, что пакерующее устройство, включающее полый или заглушенный корпус с установленным на нем уплотнительным элементом, выполненным из полимера (эластомера), набухающего при контакте со скважинной жидкостью, согласно полезной модели, корпус герметично соединен с ниппелем и зафиксирован относительно него, по меньшей мере, одним кулачком при помощи ступенчатой втулки, имеющей возможность перемещаться под действием внутриколонного давления относительно кулачка, корпуса и ниппеля с взаимным разблокированием данных деталей, причем в ниппеле или корпусе имеется отверстие, по меньшей мере, одно, а во внутреннем канале пакерующего устройства, условно ниже этого отверстия, сужение или установлено седло.The technical result according to the second embodiment is achieved due to the fact that the packer device comprising a hollow or plugged body with a sealing element installed on it made of a polymer (elastomer) that swells upon contact with the well fluid, according to a utility model, the body is hermetically connected to the nipple and is fixed relative to it by at least one cam with a stepped sleeve, which is able to move under the influence of internal column pressure relative to the cam, housing and ppelya with mutual unlocking of these parts, in which the pin or the housing has an opening, at least one, and in the internal bore packer device conditionally below this hole, the restriction is set or saddle.

Кроме того:Besides:

седло может быть зафиксировано на разрушающемся элементе;the seat can be fixed on the collapsing element;

седло может быть выполнено с возможностью разрушения от давления или нагрузки;the saddle can be made with the possibility of destruction from pressure or load;

ступенчатая втулка может быть зафиксирована относительно ниппеля или корпуса разрушающимся элементом;the stepped sleeve may be fixed relative to the nipple or housing by a collapsing element;

корпус или ниппель могут иметь перепускной или обратный клапан;the housing or nipple may have a bypass or check valve;

Преимуществом предлагаемых вариантов полезной модели является то, что корпус с установленным на нем уплотнительным элементом, выполненным из полимера (эластомера), набухающего при контакте со скважинной жидкостью, герметично соединен с ниппелем и зафиксирован относительно него кулачком при помощи ступенчатой втулки, которая имеет возможность перемещаться под действием давления, создаваемого в транспортировочной колонне, относительно кулачка, корпуса и ниппеля с взаимным разблокированием данных деталей, что позволяет надежно установить пакерующее устройство в скважине, провести необходимые технологические работы, гарантированно отсоединиться от него и поднять ниппель с транспортировочной колонной на поверхность.The advantage of the proposed options for the utility model is that the housing with a sealing element installed on it made of a polymer (elastomer) that swells upon contact with the well fluid is hermetically connected to the nipple and fixed relative to it by a cam with a stepped sleeve that can move under the pressure created in the transport column relative to the cam, housing and nipple with mutual unlocking of these parts, which allows reliable installation it packer device in the well, to make the necessary technological work, guaranteed to detach from it and raise the nipple with a transport convoy to the surface.

Конструкция дает возможность повторного многократного спуска на транспортировочной колонне ниппеля и его герметичного соединения с установленным в скважине корпусом пакерующего устройства.The design allows repeated repeated descent on the transport column of the nipple and its tight connection with the housing of the packing device installed in the well.

Отсоединение ниппеля с транспортировочной колонной и якорного устройства (в случае использования) от корпуса с уплотнительным элементом можно провести и до выполнения скважинных технологических операций, что исключает возникновение аварий, а применение легко разбуриваемых материалов в конструкции корпуса упрощают процесс разбуривания.The disconnection of the nipple with the transport column and the anchor device (if used) from the body with a sealing element can be carried out before the downhole technological operations are performed, which eliminates the occurrence of accidents, and the use of easily drilled materials in the structure of the body simplifies the drilling process.

Сущность вариантов полезной модели поясняется чертежами, где на рис. 1 показан общий вид пакерующего устройства по варианту 1, на рис. 2 показан общий вид пакерующего устройства по варианту 2, на рис. 3; 4; 5 - возможные исполнения пакерующего устройства по варианту 1. Данные исполнения могут быть применены и для варианта 2, при комплектации пакерующего устройства седлом.The essence of the utility model options is illustrated by drawings, where in Fig. 1 shows a General view of the packing device according to option 1, in Fig. 2 shows a General view of the packing device according to option 2, in Fig. 3; four; 5 - possible versions of the packer device according to option 1. These versions can also be used for option 2, when the packer is equipped with a saddle.

По варианту 1 (рис. 1; 3; 4; 5) пакерующее устройство состоит из корпуса 1 с установленным на нем уплотнительным элементом 2, выполненным из полимера (эластомера), набухающего при контакте со скважинной жидкостью, соединенного герметично с ниппелем 3 и зафиксированного относительно него кулачком 4 при помощи ступенчатой втулки 5. В зависимости от модификации в корпусе 1 или ниппеле 3 расположено отверстие A, а герметичность соединений обеспечивается уплотнениями 6 (на рисунке отмечено одно из них). Ступенчатая втулка 5 и кулачек 4 могут быть расположены также и ниже уплотнительного элемента.According to option 1 (Fig. 1; 3; 4; 5), the packing device consists of a housing 1 with a sealing element 2 installed on it, made of a polymer (elastomer) that swells upon contact with the well fluid, which is sealed to the nipple 3 and fixed relative to it with cam 4 using a stepped sleeve 5. Depending on the modification, hole A is located in the housing 1 or nipple 3, and the tightness of the joints is ensured by seals 6 (one of them is marked in the figure). The stepped sleeve 5 and the cam 4 can also be located below the sealing element.

Пакерующее устройство по варианту 1 работает следующим образом.Packing device according to option 1 works as follows.

Пакерующее устройство в составе транспортировочной колонны, например, НКТ (не показана), спускают в скважину на заданную глубину, необходимую для изоляции определенного интервала. Под воздействием жидкости и условий в скважине (давление, температура и т.п.), уплотнительный элемент 2 набухает до плотного контакта с внешней колонной, например, с обсадной колонной (не показана) или стенкой скважины, таким образом, герметично перекрывая пространство между транспортировочной и внешней колоннами. Затем создают во внутренней полости транспортировочной колонны давление, например, повышенным расходом жидкости или при помощи герметизирующей пробки спускаемой, например, на кабеле ниже отверстия A, при котором ступенчатая втулка 5 сместиться относительно кулачка 4 на необходимое расстояние для разблокирования корпуса 1 относительно ниппеля 3. После этого проводят необходимые работы, например, по поддержанию пластового давления в нагнетательных скважинах. В случае необходимости, можно поднять транспортировочную колонну с ниппелем 3 на поверхность, а затем снова спустить ее и герметично присоединить к корпусу 1 пакерующего устройства. Отсоединение транспортировочной колонны с ниппелем 3 от корпуса 1 пакерующего устройства можно провести и после выполнения скважинных технологических работ. В случае использования механического якоря (не показан), связанного с ниппелем 3 и транспортировочной колонной, целесообразно сразу же после спуска пакерующего устройства на заданную глубину, привести в действие якорь и разгрузить часть веса транспортировочной колонны на него, а затем проводить необходимые технологические работы. При использовании гидравлического якоря, он вступит в работу непосредственно при создании давления в транспортировочной колонне во время выполнения скважинных технологических работ.A packing device in the transport column, for example, tubing (not shown), is lowered into the well to a predetermined depth necessary to isolate a certain interval. Under the influence of the fluid and the conditions in the well (pressure, temperature, etc.), the sealing element 2 swells until it is in tight contact with an external string, for example, a casing (not shown) or a wall of the well, thus sealing the space between the transport and external columns. Then create pressure in the internal cavity of the transport column, for example, by increasing the flow rate of the liquid or by using a sealing plug releasing, for example, on the cable below the hole A, at which the step sleeve 5 is displaced relative to the cam 4 by the necessary distance to unlock the housing 1 relative to the nipple 3. After this is carried out with the necessary work, for example, to maintain reservoir pressure in injection wells. If necessary, it is possible to raise the transport column with the nipple 3 to the surface, and then lower it again and tightly attach to the housing 1 of the packing device. The disconnection of the transport column with the nipple 3 from the housing 1 of the packing device can be carried out after completion of the downhole technological work. In the case of using a mechanical anchor (not shown) associated with the nipple 3 and the transport column, it is advisable immediately after lowering the packing device to a predetermined depth, actuate the anchor and unload part of the weight of the transport column to it, and then carry out the necessary technological work. When using a hydraulic anchor, it will come into operation directly when pressure is created in the transportation column during the performance of downhole technological work.

По варианту 2 (рис. 2) пакерующее устройство состоит из корпуса 1 с установленным на нем уплотнительным элементом 2, выполненным из полимера (эластомера), набухающего при контакте со скважинной жидкостью, соединенного герметично с ниппелем 3 и зафиксированного относительно него кулачком 4 при помощи ступенчатой втулки 5. В зависимости от модификации в корпусе 1 или ниппеле 3 расположено отверстие A, а герметичность соединений обеспечивается уплотнениями 6 (на рисунке отмечено одно из них). Во внутреннем канале ниппеля 3 или корпуса 1, условно ниже отверстия A имеется сужение или установлено седло 7. Ступенчатая втулка 5 и кулачек 4 могут быть расположены также и ниже уплотнительного элемента.According to option 2 (Fig. 2), the packing device consists of a housing 1 with a sealing element 2 installed on it, made of a polymer (elastomer) that swells when in contact with the well fluid, is tightly connected to the nipple 3 and fixed with respect to it by a cam 4 with a step bushings 5. Depending on the modification, hole A is located in the housing 1 or nipple 3, and the tightness of the joints is ensured by seals 6 (one of them is marked in the figure). In the inner channel of the nipple 3 or the housing 1, conditionally below the hole A there is a narrowing or a seat 7 is installed. The stepped sleeve 5 and the cam 4 can also be located below the sealing element.

Пакерующее устройство по варианту 2 работает аналогично варианту 1, а внутреннее давление, необходимое для смещения ступенчатой втулки 5 и взаимного разблокирования корпуса 1 и ниппеля 2 достигается расходом жидкости или пуском с устья на сужение или на седло 7 герметизирующего элемента, например, шарика (не показан). После смещения ступенчатой втулки 5 на необходимое расстояние для разблокирования деталей пакерующего устройства, происходит разрушение седла 7 или удерживающего элемента (при его наличии) седла и освобождение канала пакерующего устройства для выполнения необходимых скважинных работ. При использовании шарика из легко деформируемого материала, он, при определенном давлении, выдавливается из места сужения или седла.The packing device according to option 2 works similarly to option 1, and the internal pressure required to displace the stepped sleeve 5 and unlock the housing 1 and nipple 2 is achieved by flowing liquid or by starting from the mouth to the constriction or to the seat 7 of a sealing element, for example, a ball (not shown ) After shifting the stepped sleeve 5 to the required distance to unlock the parts of the packing device, the saddle 7 or the retaining element (if any) of the saddle is destroyed and the channel of the packing device is released to perform the necessary downhole operations. When using a ball of easily deformable material, it, at a certain pressure, is squeezed out of the narrowing point or seat.

В случае необходимости, можно поднять транспортировочную колонну с ниппелем 3 на поверхность, а затем снова спустить ее и герметично присоединить к корпусу 1 пакерующего устройства для повторного проведения скважинных технологических работ. В варианте 2 также можно применять якорь, связанный с ниппелем и транспортировочной колонной.If necessary, it is possible to raise the transport column with the nipple 3 to the surface, and then lower it again and tightly attach to the housing 1 of the packing device for re-conducting downhole technological work. In option 2, you can also use the anchor associated with the nipple and the shipping column.

По завершению вышеуказанных работ и поднятию транспортировочной колонны с ниппелем 3 и ступенчатой втулкой 5 на поверхность, корпус 1 с уплотнительным элементом 2 можно разбурить.Upon completion of the above works and lifting the transport column with a nipple 3 and a stepped sleeve 5 to the surface, the housing 1 with a sealing element 2 can be drilled.

Достигаемый технический результат вариантов пакерующего устройства, описанных выше, одинаков.The technical result achieved by the packer device options described above is the same.

Таким образом, выполнение предлагаемых вариантов полезной модели с вышеуказанными отличительными признаками в совокупности с известными признаками позволяет получить более простое в изготовлении и надежное внутриколонное пакерующее устройство с улучшенными герметизирующими качествами для изоляции пластов в скважине, позволяет расширить область применения уплотнительных элементов из набухающих, от воздействия жидкостей, полимеров (эластомеров).Thus, the implementation of the proposed variants of the utility model with the above distinguishing features in combination with the known features allows to obtain a simpler to manufacture and reliable in-line packing device with improved sealing properties for isolating the formations in the well, allows to expand the scope of sealing elements from swellable, from the effects of liquids polymers (elastomers).

Claims

1. Packing device comprising a hollow or plugged body with a sealing element installed on it made of a polymer (elastomer) that swells upon contact with the well fluid, characterized in that the body is hermetically connected to the nipple and fixed with at least one cam using a stepped sleeve that can move under the influence of internal column pressure relative to the cam, housing and nipple with mutual unlocking of these parts, moreover, in the nipple or box Pus has an opening of at least one.

2. The device according to claim 1, characterized in that the nipple of the packing device is connected to an anchor securing the nipple and the transport column relative to the external column during technological work.

3. The device according to PP.1 and 2, characterized in that the packer device may contain at least two series-connected housing with sealing elements.

4. The device according to claims 1 and 2, characterized in that the stepped sleeve is fixed relative to the nipple or the housing by a collapsing element.

5. The device according to claims 1 and 2, characterized in that the nipple is connected to the body on the thread.

6. The device according to claims 1 and 2, characterized in that the nipple is connected to the housing by means of a shear element.

7. The device according to claims 1 and 2, characterized in that the nipple is connected to the housing by a bayonet-type connection.

8. The device according to claims 1 and 2, characterized in that the housing or nipple has a bypass or non-return valve.

9. The device according to claims 1 and 2, characterized in that the packer has a latch for the final position of the stepped sleeve.

10. The device according to claims 1. and 2, characterized in that at the edges of the sealing element can be installed rings.

11. Packing device comprising a hollow or plugged housing with a sealing element installed on it made of a polymer (elastomer) that swells upon contact with the well fluid, characterized in that the housing is hermetically connected to the nipple and fixed relative to it by at least one cam using a stepped sleeve that can move under the influence of internal column pressure relative to the cam, housing and nipple with mutual unlocking of these parts, moreover, in the nipple or sensor body has an opening, at least one, and in the internal bore of the packer below this hole narrowing or saddle.

12. The device according to claim 11, characterized in that the nipple of the packing device is connected to an anchor securing the nipple and the transport column relative to the external column during technological work.

13. The device according to PP.11 and 12, characterized in that the packer device may contain at least two series-connected housing with sealing elements.

14. The device according to PP.11 and 12, characterized in that the saddle is fixed on the collapsing element.

15. The device according to PP.11 and 12, characterized in that the seat is made with the possibility of destruction from pressure or load.

16. The device according to PP.11 and 12, characterized in that the stepped sleeve is fixed relative to the nipple or the housing by a collapsing element.

17. The device according to PP.11 and 12, characterized in that the nipple is connected to the body on the thread.

18. The device according to PP.11 and 12, characterized in that the nipple is connected to the housing by means of a shear element.

19. The device according to PP.11 and 12, characterized in that the nipple is connected to the housing by a bayonet-type connection.

20. The device according to PP.11 and 12, characterized in that the housing or nipple has a bypass or non-return valve.

21. The device according to PP.11 and 12, characterized in that the packer has a latch for the final position of the stepped sleeve.

22. The device according to PP.11 and 12, characterized in that on the edges of the sealing element can be installed rings.