RU2290489C2

RU2290489C2 - Mechanical packer for well with one or several formations (variants)

Info

Publication number: RU2290489C2
Application number: RU2004134799/03A
Authority: RU
Inventors: Адил Дахил оглы Набиев (AZ); Адил Дахил оглы Набиев; Махир Зафар Оглы Шарифов (RU); Махир Зафар оглы Шарифов; Василий Александрович Леонов (RU); Василий Александрович Леонов; Васиф Вагон оглы Гафаров (AZ); Васиф Вагон оглы Гафаров; Натиг Адил Оглы Набиев (AZ); Натиг Адил оглы Набиев; Олег Марсович Гарипов (RU); Олег Марсович Гарипов; Олег Сергеевич Николаев (RU); Олег Сергеевич Николаев; Олег Анатольевич Иванов (RU); Олег Анатольевич Иванов; Валерий Тимофеевич Краснопёров (RU); Валерий Тимофеевич Краснопёров; Мансим Сафар Оглы Ширинов (RU); Мансим Сафар Оглы Ширинов
Original assignee: Махир Зафар оглы Шарифов; ООО НТП "Нефтегазтехника"
Priority date: 2004-11-29
Filing date: 2004-11-29
Publication date: 2006-12-27
Also published as: RU2004134799A

Abstract

FIELD: hydrocarbons extraction technology, possible use for isolation of inter-tubular space in fountain, gas-lifting, pumping or forcing well with one or several operation objects - formations.

SUBSTANCE: packer includes shaft with external clamp and profiled groove, mounted on the shaft in upward direction are localizer in form of body with external spring-loaded resistance elements and internal stopper, anvil holder and anvils, body, collar, adjusting nut and sleeve. Shaft is made with external longitudinal solid covered or open channel for insertion or positioning and packing therein of force cable with external protection and/or cover. Stopper is made in form of free axial rotating ball with possible full or limited circular movement in the body of localizer and profiled groove of shaft. Anvil holder, anvils and cone are interconnected and in assembly they are mounted on the shaft below the collar. Cone is made with external grooves in form of dovetail and appropriate anvils are mounted therein with limited axial and radial movement relatively to the shaft. Anvil holder in its turn is made either with grooves in form of dovetail and in these, respectively, lower ends of anvils are located, or with windows, inside which anvils are positioned, while to prevent premature activation of packer and movement of anvils relatively to cone during lowering of packer into the well anvil holder or anvils and the body are provided with fasteners.

EFFECT: increased reliability and efficiency of packer operation during its mounting, operation and well break.

3 cl, 27 dwg

Description

Изобретение относится к технике добычи углеводородов и может быть применено для разобщения межтрубного пространства в фонтанной, газлифтной, насосной или нагнетательной скважине с одним или несколькими эксплуатационными объектами - пластами.The invention relates to techniques for the production of hydrocarbons and can be used to decouple the annulus in a fountain, gas lift, pump or injection well with one or more production facilities - formations.

Известен в качестве аналога пакер механический типа ПН-ЯМ (Справочное пособие по газлифтному способу эксплуатации скважин, М., Недра, 1984, стр.76), включающий ствол с наружным буртом и стопором в виде пальца, установленные на стволе снизу вверх замок с фигурном пазом и башмаками (например, в виде центратора - корпуса с наружными элементами сопротивления), плашкодержатель, плашки, конус, манжету, регулировочную гайку и муфту. Функционирование этого пакера в скважине происходит только путем подъема и вращения колонны труб перед созданием осевой нагрузки на его манжету, что в наклонных и глубоких скважинах часто не удается. Кроме того, аналог не имеет кабельного ввода для спуска пакера в скважину над насосом - ЭЦН.A mechanical packer of the PN-NM type is known as an analogue (Reference manual for the gas-lift method of operating wells, M., Nedra, 1984, p. 76), including a barrel with an external shoulder and a finger stopper, a lock with a figure installed on the barrel from bottom to top a groove and shoes (for example, in the form of a centralizer - a case with external resistance elements), a die holder, dies, a cone, a sleeve, an adjusting nut and a coupling. The functioning of this packer in the well occurs only by lifting and rotating the pipe string before creating an axial load on its cuff, which is often not possible in deviated and deep wells. In addition, the analogue does not have a cable entry for lowering the packer into the well above the pump - ESP.

Известен в качестве прототипа пакер инерционный механический типа ПИМ (разработка Научно-производственной фирмы "Синтез", г.Тюмень. Сайт в Интернете www.neftegazprogress.ru), включающий ствол с наружным буртом и фигурным пазом, состоящим из замкнутой и прямолинейной, соединенных между собой глухих лабиринтных прорезей, установленные на стволе снизу вверх центратор в виде корпуса с наружными подпружиненными элементами сопротивления и внутренним стопором с кодовой (вращающейся) втулкой, плашкодержатель, плашки, конус, манжета, регулировочная гайка и муфта. В данной конструкции плашки могут поломаться как при посадке пакера, так и при его срыве, в частности в наклонных скважинах, в случае накопления грязи или попадания в них постороннего предмета, или нарушения их центровки. Также имеется большая вероятность заклинивания кодовой - вращающейся втулки в корпусе центратора или его жесткого стопора, в виде несвободного пальца, в фигурном пазу ствола, вследствие чего пакер будет в скважине неработоспособен. Этот пакер срабатывает только от заданного осевого перемещения ствола относительно центратора и не предусматривает возможности его посадки в скважине дополнительно от осевого вращения ствола. Кроме этого, плашки пакера во всех случаях отделены от конуса, из-за чего нарушается центровка движения плашек при вводе под ними конуса, что, в свою очередь, снижает надежность работы пакера. Также прототип не имеет кабельного ввода для спуска пакера над насосом - ЭЦН.The inertial mechanical packer of the PIM type (developed by the Scientific and Production Company "Synthesis", Tyumen. Internet site www.neftegazprogress.ru), including a barrel with an external shoulder and a figured groove consisting of a closed and straight line, connected between a blind labyrinth slots mounted on the trunk from the bottom up the centralizer in the form of a housing with external spring-loaded resistance elements and an internal stopper with a code (rotating) sleeve, die holder, dies, cone, sleeve, adjusting nut and coupling. In this design, the dies can break down both when the packer is planted and when it is disrupted, in particular in deviated wells, in the event of accumulation of dirt or the ingress of a foreign object into them, or a violation of their alignment. There is also a high probability of jamming of the code - rotating sleeve in the centralizer body or its rigid stopper, in the form of a non-free finger, in the curly groove of the trunk, as a result of which the packer will be inoperative in the well. This packer works only from a given axial movement of the barrel relative to the centralizer and does not provide for the possibility of its landing in the well additionally from the axial rotation of the barrel. In addition, the packer dies in all cases are separated from the cone, because of which the alignment of the movement of the dies when the cone is inserted under them is violated, which, in turn, reduces the reliability of the packer. Also, the prototype does not have a cable entry for lowering the packer above the pump - ESP.

Целью изобретения является повышение надежности и эффективности работы пакера в процессе его посадки, эксплуатации и срыва в нагнетательной, фонтанной, газлифтной или насосной скважине с одним или несколькими пластами.The aim of the invention is to increase the reliability and efficiency of the packer during its landing, operation and disruption in the injection, fountain, gas lift or pump well with one or more layers.

Положительный эффект от применения пакера в скважинах заключается в сокращении количества аварий и увеличении его срока службы, в росте межремонтного периода скважин и соответственно увеличения добычи флюида, в повышении коэффициента использования негерметичных насосных скважин, а также в оперативности регулирования работы нескольких пластов одной скважины при одновременно-раздельной (ОРЭ) или поочередной (ПЭ) эксплуатации.The positive effect of the use of the packer in wells is to reduce the number of accidents and increase its service life, to increase the overhaul period of wells and, accordingly, increase the production of fluid, to increase the utilization rate of leaky pump wells, as well as the efficiency of regulating the operation of several layers of one well at the same time separate (WEM) or alternate (PE) operation.

Технический результат достигается за счет снижения коэффициента трения между центратором и стволом и предотвращения заклинивания центратора за счет использования шарового механизма, снижения вероятности слома плашек за счет их взаимосвязи с конусом, исключения преждевременного срабатывания пакера при спуске за счет фиксирующего механизма в плашкодержателе, а главное, обеспечения прохождения силового кабеля через ствол пакера под манжетами по всей его длине, не ограничивая при этом срабатывание всех элементов и узлов пакера.The technical result is achieved by reducing the coefficient of friction between the centralizer and the barrel and preventing the centralizer from jamming due to the use of a ball mechanism, reducing the likelihood of dies breaking due to their relationship with the cone, eliminating the premature operation of the packer during descent due to the locking mechanism in the ram holder, and most importantly, ensuring the passage of the power cable through the trunk of the packer under the cuffs along its entire length, without limiting the operation of all elements and components of the packer.

Цель изобретения достигается за счет следующих технических решений:The purpose of the invention is achieved by the following technical solutions:

Стопор выполнен в виде свободного осевого вращающегося шара, с возможностью полного или ограниченного кольцевого перемещения в корпусе центратора и фигурном пазу ствола, что повышает надежность работы пакера за счет исключения возможности заклинивания центратора или его стопора по фигурному пазу ствола.The stopper is made in the form of a free axial rotating ball, with the possibility of complete or limited annular movement in the centralizer body and the shaped groove of the barrel, which increases the reliability of the packer by eliminating the possibility of jamming of the centralizer or its stopper in the shaped groove of the barrel.

Ствол выполнен с наружным продольным глухим покрытым (гуммированием, резиной, пластмассой, пастой, герметикой, металлом и пр.) или непокрытым каналом (пазом, прорезью и пр.) для размещения, уплотнения или ввода через него силового кабеля с наружной защитой и/или покрытием (гуммированием и пр.), что обеспечивает прохождение силового кабеля через ствол пакера.The trunk is made with an external longitudinal blind cover (gumming, rubber, plastic, paste, sealant, metal, etc.) or an uncoated channel (groove, slot, etc.) to accommodate, seal or insert a power cable through it with external protection and / or coating (gumming, etc.), which ensures the passage of the power cable through the trunk of the packer.

Плашкодержатель, плашки и конус взаимосвязаны между собой и в сборе они установлены на стволе под манжетой. При этом конус выполнен с наружными пазами в виде ласточкина хвоста, в которых установлены соответствующие плашки с ограниченными осевым и радиальным перемещениями относительно ствола. В этом случае плашкодержатель также выполнен или с пазами в виде ласточкина хвоста и в них соответственно размещены нижние торцы плашек, или же выполнен с окнами, в которых изнутри размещены плашки. Для исключения преждевременного срабатывания пакера и перемещения плашек относительно конуса при спуске пакера в скважину плашкодержатель или плашки и конус оснащены фиксаторами.The die holder, dies and cone are interconnected and assembled, they are mounted on the barrel under the cuff. In this case, the cone is made with external grooves in the form of a dovetail, in which the corresponding dies are installed with limited axial and radial movements relative to the trunk. In this case, the ram holder is also made with either dovetail grooves and the bottom ends of the rams are respectively placed in them, or it is made with windows in which the rams are located from the inside. To prevent premature operation of the packer and the movement of the dies relative to the cone when the packer is lowered into the well, the ram holder or dies and cone are equipped with clamps.

Фигурный паз ствола состоит из замкнутой или незамкнутой и прямолинейной, соединенных между собой глухих лабиринтных прорезей соответственно для возможности посадки пакера в скважине от осевого перемещения или вращения ствола. Фигурный паз ствола может быть выполнен с дополнительной прямолинейной глухой лабиринтной прорезью, соединенной так же с замкнутой глухой лабиринтной прорезью, для возможности посадки пакера в скважине как от осевого перемещения, так и от осевого вращения ствола. Высота прямолинейной глухой лабиринтной прорези фигурного паза ствола не меньше, чем сумма максимального осевого хода плашек и длины сжатия манжеты, для надежности и герметичности посадки пакера. В исходном положении пакера, в первом случае расстояние от конуса до плашек центратора больше, чем высота замкнутой или незамкнутой глухой лабиринтной прорези фигурного паза ствола, для исключения посадки пакера при спуске и подъеме колонны труб из скважины. А во втором случае расстояние от плашкодержателя плашек до центратора больше, чем высота замкнутой или незамкнутой глухой лабиринтной прорези фигурного паза ствола, для исключения посадки пакера при спуске и подъеме колонны труб из скважины. Корпус центратора может состоять из нескольких узлов, один из которых выполнен под диаметр стопора, с внутренней расточкой или кольцевой канавкой без или с радиальным сквозным отверстием и верхней резьбовой пробкой для исключения возможности вращения пакера при осевом перемещении его ствола с замкнутым фигурным пазом. Корпус центратора также может быть выполнен только с радиальным сквозным отверстием и верхней резьбовой пробкой для обеспечения посадки пакера от осевого вращения ствола с незамкнутым фигурным пазом. Также фиксатор может быть выполнен в виде пружинного кольца, размещенного во внутренней канавке плашкодержателя, для исключения вероятности самопроизвольного перемещения плашек в пазах конуса при спуске пакера в скважину. Высота элементов сопротивления центратора больше, чем расстояние между торцами эксплуатационных труб в муфте внутри скважины, для точности центровки пакера. Элементы сопротивления центратора выполнены в виде резиновых или металлических подушек для центровки и возможности осевого перемещения ствола относительно центратора как при спуске и подъеме, так и при посадке пакера. Манжета состоит из одной или двух, или трех частей с одинаковой или разной твердостью. При этом конус под манжетой и регулировочная гайка над манжетой могут быть выполнены с глухими каналами под формы манжеты для исключения возможности затекания манжеты при посадке и срыве пакера. Также над и под манжетой (манжетами) могут быть установлены металлические (например, медные, латунные, бронзовые и пр.) обоймы для исключения возможности затекания манжеты при посадке пакера. Пакер дополнительно может быть оснащен якорем, срабатывающим от внутреннего давления среды, для исключения возможности перемещения ствола вверх при посадке пакера и в процессе его эксплуатации. Ствол или его часть может быть выполнена с концентричным (осевым) или эксцентричным (неосевым) проходным сечением. При этом фигурный паз под стопор или наружный продольный глухой покрытый или непокрытый канал (в виде паза, прорези и пр.) под силовой кабель может быть выполнен на толстостенной части ствола. Также кусок силового кабеля или его жила могут быть герметично или же негерметично размещены в продольном глухом покрытом или непокрытом канале с возможностью соединения над и под пакером куска кабеля или его жилы с общим силовым кабелем насоса при спуске в скважину УЭЦН. Ствол дополнительно может быть оснащен двумя уплотняющими узлами, при этом один из них установлен сверху, а другой - снизу ствола, с возможностью ввода через них и через полость ствола силового кабеля насоса. Ствол дополнительно может быть оснащен перепускным каналом, который гидравлически соединяет пространство над и под манжетой, с обратным клапаном или узлом для стравливания газа из - под пакерного пространства.The shaped groove of the trunk consists of a closed or open and rectilinear, interconnected deaf labyrinth slots, respectively, to allow the packer to fit in the borehole from axial movement or rotation of the trunk. The shaped groove of the barrel can be made with an additional rectilinear blind maze slot, also connected with a closed blind maze slot, for the packer to be able to fit in the borehole both from axial movement and from axial rotation of the barrel. The height of the rectilinear blind labyrinth slot of the figured groove of the barrel is not less than the sum of the maximum axial stroke of the dies and the compression length of the cuff, for reliability and tightness of the packer. In the initial position of the packer, in the first case, the distance from the cone to the centralizer dies is greater than the height of the closed or open deaf labyrinth slot of the curly groove of the trunk, to prevent the packer from landing when lowering and lifting the pipe string from the well. And in the second case, the distance from the ram holder to the centralizer is greater than the height of the closed or unlocked blind labyrinth slot of the curly groove of the barrel, to prevent the packer from landing when lowering and lifting the pipe string from the well. The centralizer case may consist of several nodes, one of which is made according to the diameter of the stopper, with an internal bore or annular groove without or with a radial through hole and an upper screw plug to exclude the possibility of rotation of the packer during axial movement of its trunk with a closed figured groove. The centralizer body can also be made only with a radial through hole and an upper screw plug to ensure that the packer is seated from axial rotation of the barrel with an open figured groove. Also, the latch can be made in the form of a spring ring placed in the internal groove of the ram holder to eliminate the likelihood of spontaneous movement of the rams in the grooves of the cone when the packer is lowered into the well. The height of the centralizer resistance elements is greater than the distance between the ends of the production pipes in the sleeve inside the borehole for the accuracy of the packer alignment. Resistance elements of the centralizer are made in the form of rubber or metal cushions for centering and the possibility of axial movement of the barrel relative to the centralizer both during descent and ascent, and during landing of the packer. The cuff consists of one or two, or three parts with the same or different hardness. In this case, the cone under the cuff and the adjusting nut above the cuff can be made with blind channels for the shape of the cuff to exclude the possibility of cuff leakage during landing and failure of the packer. Also, metal clips (for example, copper, brass, bronze, etc.) can be installed above and under the cuff (s) to prevent the cuff from sagging when landing the packer. The packer can additionally be equipped with an anchor, triggered by the internal pressure of the medium, to exclude the possibility of moving the barrel up when the packer is planted and during its operation. The barrel or part thereof can be made with a concentric (axial) or eccentric (non-axial) bore. In this case, a figured groove for a stopper or an external longitudinal blind covered or uncoated channel (in the form of a groove, a slot, etc.) for a power cable can be made on a thick-walled part of the trunk. Also, a piece of a power cable or its core can be hermetically or leaky placed in a longitudinal blind covered or uncoated channel with the possibility of connecting above and below the packer a piece of cable or its core with a common pump power cable when lowering into the ESP well. The barrel can additionally be equipped with two sealing units, with one of them mounted on top and the other on the bottom of the barrel, with the possibility of introducing through them and through the cavity of the barrel the power cable of the pump. The barrel can optionally be equipped with a bypass channel that hydraulically connects the space above and below the cuff, with a check valve or unit for bleeding gas from under the packer space.

На фиг.1-27 приводятся варианты пакеров, в частности на фиг.1 - пакер, выполненный со стопором, в виде свободного шара в корпусе центратора, и плашками свободно взаимосвязанными с конусом; на фиг.2 - тот же самый пакер, но плашкодержатель выполнен с окнами под плашки; на фиг.3 - пакер, выполненный со стопором, в виде свободного шара в корпусе центратора, и плашкодержателем, жестко соединенным с корпусом центратора; на фиг.4-7 - различные конструктивные исполнения стопора в корпусе центратора; на фиг.8 - 12 - различные конструктивные исполнения фиксатора для исключения преждевременного перемещения плашек; на фиг.13 - плашкодержатель, подпружиненный относительно ствола пакера; на фиг.14 - плашки, подпружиненные спиральной пружиной относительно конуса пакера; на фиг.15 - подпружиненные плашки пакера; на фиг.16 - фигурный паз ствола, состоящий из замкнутой и прямолинейной, соединенных между собой, глухих лабиринтных прорезей; на фиг.17 - фигурный паз ствола, состоящий из незамкнутой и прямолинейной, соединенных между собой глухих лабиринтных прорезей; на фиг.18 - фигурный паз ствола с дополнительной прямолинейной глухой лабиринтной прорезью, соединенной так же с замкнутой глухой лабиринтной прорезью; на фиг.19, 20 - исполнения манжет соответственно из одной или трех частей; на фиг.21 - якорь пакера; на фиг.22, 23, 24 - соответственно варианты исполнения ствола с фигурным пазом под стопор или с продольным глухим покрытым или непокрытым каналом под кабель; на фиг.25 - пакер в скважине над ЭЦН; фиг.26 - вариант ствола пакера с перепускным каналом для стравливания газа из-под пакерного пространства; на фиг.27 - установка с пакером или пакерами при ОРЭ или ПЭ.In Fig.1-27 are options for packers, in particular in Fig.1 - a packer made with a stopper, in the form of a free ball in the body of the centralizer, and dies freely interconnected with the cone; figure 2 is the same packer, but the die holder is made with windows for dies; figure 3 - packer, made with a stopper, in the form of a free ball in the body of the centralizer, and a ram holder rigidly connected to the body of the centralizer; figure 4-7 - various designs of the stopper in the body of the centralizer; on Fig - 12 - various designs of the latch to prevent premature movement of the dice; on Fig - die holder, spring-loaded relative to the barrel of the packer; on Fig - dies, spring-loaded with a coil spring relative to the cone of the packer; on Fig - spring-loaded dies of the packer; on Fig - shaped groove of the barrel, consisting of a closed and rectilinear, interconnected, deaf labyrinth slots; on Fig - shaped groove of the trunk, consisting of open and straight, interconnected deaf labyrinth slots; on Fig - shaped groove of the barrel with an additional rectilinear blind deaf labyrinth slot, also connected with a closed deaf labyrinth slot; in Fig.19, 20 - execution of the cuff, respectively, from one or three parts; in Fig.21 - the anchor of the packer; on Fig, 23, 24 - respectively, the barrel with a curved groove for the stopper or with a longitudinal blind covered or uncoated channel for the cable; in Fig.25 - the packer in the well above the ESP; 26 is a variant of a packer barrel with a bypass channel for bleeding gas from under the packer space; on Fig - installation with a packer or packers with WEM or PE.

Пакер (см. фиг.1, 2, 3) включает ствол 1 с наружным буртом 2 и фигурным пазом 3, установленные на стволе 1 снизу вверх центратор в виде корпуса 4 с наружными подпружиненными (например, спиральными пружинами 5, как на фигурах; также могут быть варианты и с тарельчатыми, пластичными пружинами, сплошными или подушечными эластичными узлами) элементами сопротивления 6 (резиновыми или металлическими и пр.) и внутренним стопором 7 в виде свободного осевого вращающегося шара, плашкодержатель 8, плашки 9, конус 10, манжета 11 (например, состоящая из одной по фиг.19 или из двух по фиг.1-3, или из трех частей по фиг.20, без или с обоймами), регулировочная гайка 12 и муфта 13.The packer (see figures 1, 2, 3) includes a barrel 1 with an outer collar 2 and a figured groove 3, mounted on the barrel 1 from the bottom up, the centralizer in the form of a housing 4 with external spring-loaded (for example, coil springs 5, as in the figures; also there may be options with dish-shaped, plastic springs, solid or pad elastic nodes) resistance elements 6 (rubber or metal, etc.) and an internal stop 7 in the form of a free axial rotating ball, die holder 8, die 9, cone 10, cuff 11 ( for example, consisting of one in FIG. or two of FIGS. 1-3, or three parts of FIG. 20, without or with clips), an adjusting nut 12 and a clutch 13.

Корпус центратора (см. фиг.4-7) может состоять из нескольких жестко соединенных резьбой узлов (например, из верхнего 4 и нижнего 14), один из которых, например, нижний 14 на фигурах (может быть и верхний 4), выполнен под диаметр стопора 7 с внутренней расточкой 15 (фиг.4) или кольцевой канавкой 16 (фиг.5) без или с радиальным сквозным отверстием 17 и верхней резьбовой пробкой 18 для исключения возможности вращения пакера при осевом перемещении его ствола с замкнутым фигурным пазом. Корпус 4 или 14 центратора (фиг.6) может быть выполнен под диаметр стопора 7 только с радиальным сквозным отверстием 17 и резьбовой пробкой 18 для обеспечения посадки пакера от осевого вращения ствола с незамкнутым фигурным пазом. Стопор 7 (фиг.7) может быть установлен в корпусе 14 или 4 центратора с вращающейся втулкой 19, при этом последняя 19 может быть выполнена аналогично корпусу 14 или 4 (см. фиг.4-6), то есть также с внутренней расточкой или кольцевой канавкой, или же с радиальным сквозным отверстием 17 под диаметр стопора 7, без или с верхней резьбовой пробкой для исключения возможности вращения пакера при осевом перемещении его ствола с замкнутым фигурным пазом. При осевом перемещении ствола 1 относительно центратора стопор 7 имеет возможность полного или ограниченного кольцевого перемещения во внутренней расточке 15 (фиг.4) или канавке 16 (фиг.5) корпуса 4 центратора и в фигурном пазе 3 ствола 1.The centralizer case (see Figs. 4-7) may consist of several nodes rigidly connected by a thread (for example, from the upper 4 and lower 14), one of which, for example, the lower 14 in the figures (may be the upper 4), is made under the diameter of the stopper 7 with an internal bore 15 (Fig. 4) or an annular groove 16 (Fig. 5) without or with a radial through hole 17 and an upper screw plug 18 to exclude the possibility of rotation of the packer during axial movement of its barrel with a closed figured groove. The housing 4 or 14 of the centralizer (Fig.6) can be made under the diameter of the stopper 7 only with a radial through hole 17 and a threaded plug 18 to ensure that the packer from axial rotation of the barrel with an open figured groove. The stop 7 (Fig.7) can be installed in the housing 14 or 4 of the centralizer with a rotating sleeve 19, while the latter 19 can be made similar to the housing 14 or 4 (see Fig.4-6), that is, also with an internal bore or an annular groove, or with a radial through hole 17 for the diameter of the stopper 7, without or with an upper screw plug to exclude the possibility of rotation of the packer during axial movement of its trunk with a closed figured groove. With the axial movement of the barrel 1 relative to the centralizer, the stopper 7 has the possibility of complete or limited annular movement in the inner bore 15 (figure 4) or groove 16 (figure 5) of the body 4 of the centralizer and in the figured groove 3 of the barrel 1.

Плашкодержатель 8 (см. фиг.3) может быть взаимосвязан со свободными (без пружины 20) или подпружиненными (пружинами 20) плашками 9, причем они отделены от конуса 10 и соединены (например, жестко или телескопически и пр.) с корпусом 4 центратора. Плашкодержатель 8 с плашками 9 (см. фиг.1, 2) также может быть свободно взаимосвязан с конусом 10 и в сборе они установлены на стволе 1 под манжетой 11. При этом конус 10 выполнен с наружными пазами 21 в виде ласточкина хвоста, в которых установлены соответствующие плашки 9 с ограниченными осевым и радиальным перемещениями относительно ствола 1. Плашкодержатель 8 (см. фиг.1, 2) либо выполнен с пазами 22 (см. фиг.1) в виде ласточкина хвоста и в них соответственно размещены нижние торцы плашек 9, либо выполнен с окнами 23 (см. фиг.2), в которых изнутри размещены плашки 9.The die holder 8 (see Fig. 3) can be interconnected with free (without spring 20) or spring-loaded (springs 20) dies 9, and they are separated from the cone 10 and connected (for example, rigidly or telescopically, etc.) to the centralizer body 4 . The ram holder 8 with the rams 9 (see FIGS. 1, 2) can also be freely interconnected with the cone 10 and assembled, they are mounted on the barrel 1 under the collar 11. Moreover, the cone 10 is made with external grooves 21 in the form of a dovetail, in which the corresponding rams 9 are installed with limited axial and radial movements relative to the barrel 1. The ram holder 8 (see Fig. 1, 2) is either made with grooves 22 (see Fig. 1) in the form of a dovetail and the lower ends of the rams 9 are respectively placed , or made with windows 23 (see figure 2), in which the pl shki 9.

Для исключения перемещения плашек 9 относительно конуса 10 (см. фиг.1, 2,) при спуске пакера в скважину плашкодержатель 8 может быть выполнен со срезным винтом 24 (фиг.8) или с внутренней канавкой 25 (фиг.9), или же с одним 26 (фиг.10-12), или несколькими 26, 27 (фиг.1, 2) радиальными сквозными отверстиями и верхней резьбовой пробкой 28, и в канавке 25 или в отверстиях 26, 27 размещен фиксатор 29 (например, в виде одного или нескольких подпружиненных шаров по фиг.10-12 или пружинного кольца по фиг.9, или пр.), под которым на стволе 1 имеется наружная канавка 30 (фиг.9, 10) или бурт 31 (фиг.11, 12). Также плашкодержатель 8 (фиг.13) или его плашки 9 (фиг.14) могут быть подпружинены спиральной пружиной 32 соответственно относительно ствола 1 или конуса 10, или же на плашках 9 (фиг.15) по окружности установлена кольцевая пружина 33.To exclude the movement of the dies 9 relative to the cone 10 (see Fig. 1, 2,) when the packer is lowered into the well, the ram holder 8 can be made with a shear screw 24 (Fig. 8) or with an internal groove 25 (Fig. 9), or with one 26 (FIGS. 10-12), or several 26, 27 (FIGS. 1, 2) with radial through holes and an upper screw plug 28, and a latch 29 is placed in the groove 25 or in the holes 26, 27 (for example, in the form one or more spring-loaded balls of FIGS. 10-12 or a spring ring of FIG. 9, etc.), under which on the barrel 1 there is an outer groove 30 (FIGS. 9, 10) or shoulder 31 (Fig. 11, 12). Also, the ram holder 8 (FIG. 13) or its rams 9 (FIG. 14) can be spring-loaded with a coil spring 32, respectively, relative to the barrel 1 or cone 10, or an annular spring 33 is mounted on the rams 9 (FIG. 15).

Фигурный паз 3 ствола 1 (фиг.16) состоит из соединенных между собой замкнутой 34 (фиг.16) или незамкнутой 35 (фиг.17) и прямолинейной 36 глухих лабиринтных прорезей, соответственно для возможности посадки пакера в скважине от осевого перемещения (по фигуре 16) или вращения (по фигуре 17) ствола 1. Фигурный паз 3 ствола 1 (фиг.18) может быть также выполнен с дополнительной прямолинейной глухой лабиринтной прорезью 37, соединенной так же с замкнутой глухой лабиринтной прорезью 34 для возможности посадки пакера в скважине как от осевого перемещения (стопора 7 в прорези 36), так и от осевого вращения ствола 1 (стопора 6 в прорези 37). Высота (Нп) прямолинейной глухой лабиринтной прорези 36 (фиг.16, 17) или 36 и 37 (фиг.18) фигурного паза 3 ствола 1 не меньше, чем сумма максимального осевого хода плашек и длины сжатия манжеты, для надежности и герметичности посадки пакера.Figured groove 3 of the barrel 1 (Fig. 16) consists of interconnected closed 34 (Fig. 16) or open 35 (Fig. 17) and rectilinear 36 blind labyrinth slots, respectively, to allow the packer to fit in the borehole from axial movement (according to the figure 16) or rotation (according to FIG. 17) of the bore 1. The figured groove 3 of the bore 1 (FIG. 18) can also be made with an additional rectilinear blind maze slot 37 connected in the same way with a closed blind maze slot 34 for the packer to fit in the well as from axial movement (stopper 7 in rorezi 36) and the axial rotation of the barrel 1 (the stopper 6 in the slots 37). The height (Np) of the rectilinear blind labyrinth slot 36 (Fig. 16, 17) or 36 and 37 (Fig. 18) of the figured groove 3 of the barrel 1 is not less than the sum of the maximum axial stroke of the dies and the compression length of the cuff, for reliability and tightness of the packer .

В исходном положении пакера (см. фиг.3, 16), в первом случае расстояние (L) от конуса 10 до плашек 9 центратора (фиг.3) больше, чем высота (Нз) замкнутой глухой лабиринтной прорези 34 (фиг.16) фигурного паза 3 ствола 1, для исключения посадки пакера при спуске и подъеме колонны труб из скважины. А во втором случае (см. фиг.1,2, 16, 18) расстояние (L) от плашкодержателя 8 до центратора (фиг.1, 2) больше, чем высота (Нз) замкнутой глухой лабиринтной прорези 34 (фиг.16, 18) фигурного паза 3 ствола 1, для исключения посадки пакера при спуске и подъеме колонны труб из скважины. Высота (Нс) элементов сопротивления 6 центратора (фиг.1-3) больше, чем расстояние между торцами эксплуатационных труб в муфте внутри скважины.In the initial position of the packer (see Fig.3, 16), in the first case, the distance (L) from the cone 10 to the dies 9 of the centralizer (Fig.3) is greater than the height (H3) of the closed blind labyrinth slot 34 (Fig.16) figured groove 3 of the barrel 1, to prevent the packer from landing when lowering and lifting the pipe string from the well. And in the second case (see Figs. 1,2, 16, 18) the distance (L) from the ram holder 8 to the centralizer (Figs. 1, 2) is greater than the height (H3) of the closed blind labyrinth slot 34 (Fig. 16, 18) a figured groove 3 of the barrel 1, to prevent the packer from landing when lowering and lifting the pipe string from the well. The height (Hs) of the resistance elements 6 of the centralizer (Fig.1-3) is greater than the distance between the ends of the production pipes in the sleeve inside the well.

Конус 10 под манжетой 11 (см. фиг.1-3, 19) и регулировочная гайка 12 над манжетой 11 могут быть выполнены с глухими каналами под формы манжеты 11. Также над и под манжетами 11 (см. фиг.20) могут быть установлены металлические обоймы 38, 39 для исключения возможности затекания манжеты при посадке и срыве пакера. Пакер дополнительно может быть оснащен якорем 40 (см. фиг.21), срабатывающим от внутреннего давления среды, для исключения возможности перемещения ствола 1 вверх при посадке пакера и в процессе его эксплуатации. Ствол 1 может быть выполнен с концентричным (фиг.22) или эксцентричным (фиг.23) проходным сечением 41, или с продольным глухим покрытым или непокрытым каналом 42, или же с эксцентричным сечением 41 и продольным каналом 42 (см. фиг.24), выполненными на более толстой стенке ствола 1, для размещения или ввода и уплотнения силового кабеля 43 установки центробежного насоса (УЭЦН). При этом силовой кабель 43 имеет наружную защиту или покрытие, или же наружную защиту с покрытием. Также кусок силового кабеля 43 или его жила заранее могут быть герметично или негерметично размещены в продольном глухом покрытом или непокрытом канале 42 с возможностью соединения куска кабеля или его жилы с общим (основным) силовым кабелем 44 над и под пакером 45 (при спуске на колонне труб 46 УЭЦН 47 с пакером 45) для разобщения негерметичности 48 ствола 49 скважины (см. фиг.25). При этом под пакером 45 может спускаться телескопическое соединение или струйный насос 50 соответственно для уменьшения динамической нагрузки на пакер 45 или отравления свободного газа из подпакерного пространства 55 в колонну труб 46 при работе УЭЦН 47. Ствол 1 дополнительно может быть оснащен двумя уплотняющими узлами 51 и 52, при этом один из них 51 установлен сверху, а другой 52 - снизу ствола 1, через них и через полость ствола 1 проходит силовой кабель 43 насоса 47. В скважину 49 (см. фиг.27) при ОРЭ или ПЭ (в том числе при исследовании) пластов П₁, П₂ и прочее может быть спущен пакер или пакеры 45 со съемными или несъемными клапанами 57, 58 в виде отсекателей пласта, управляемых с поверхности скважины 49 через кабель 44.The cone 10 under the cuff 11 (see Figs. 1-3, 19) and the adjusting nut 12 above the cuff 11 can be made with blind channels for the shape of the cuff 11. Also above and under the cuffs 11 (see Fig. 20) can be installed metal clips 38, 39 to exclude the possibility of cuff leakage during landing and breakdown of the packer. The packer can additionally be equipped with an anchor 40 (see Fig.21), triggered by the internal pressure of the medium, to exclude the possibility of moving the barrel 1 up when the packer is planted and during its operation. The barrel 1 can be made with a concentric (Fig. 22) or eccentric (Fig. 23) bore 41, or with a longitudinal blind coated or uncovered channel 42, or with an eccentric section 41 and a longitudinal channel 42 (see Fig. 24) made on the thicker wall of the barrel 1, for placement or entry and sealing of the power cable 43 of the installation of a centrifugal pump (ESP). In this case, the power cable 43 has an external protection or coating, or an external protection with a coating. Also, a piece of power cable 43 or its core can be previously hermetically or leaky placed in a longitudinal blind covered or uncoated channel 42 with the possibility of connecting a piece of cable or its core with a common (main) power cable 44 above and below the packer 45 (during descent on the pipe string 46 ESP 47 with a packer 45) to isolate leaks 48 of the wellbore 49 (see FIG. 25). In this case, under the packer 45, a telescopic connection or a jet pump 50 can be lowered, respectively, to reduce the dynamic load on the packer 45 or to poison free gas from the under-packer space 55 into the pipe string 46 during operation of the ESP 47. The barrel 1 can additionally be equipped with two sealing units 51 and 52 while one of them 51 is installed on top and the other 52 on the bottom of barrel 1, through them and through the cavity of the barrel 1 passes the power cable 43 of the pump 47. Into the well 49 (see Fig. 27) with the WEM or PE (including in the study) formations P ₁ , P ₂ , etc. otherwise, a packer or packers 45 may be deflated with removable or non-removable valves 57, 58 in the form of reservoir cutters controlled from the surface of the well 49 through cable 44.

Пакер работает следующим образом. Его (см. фиг.1-3, 25) спускают в скважину 49 на колонне труб (НКТ) 46 без или с якорем 40 (фиг.21) до заданной глубины. При спуске пакера 45 наружные подпружиненные элементы сопротивления 6 центратора поджимаются под диаметр ствола скважины 49 и оказывают определенное местное сопротивление на ствол 1. При спуске каждой НКТ 46 в скважину ствол 1 пакера перемещается вниз относительно поджатого центратора и верхний бурт замкнутой 34 (фиг.16) или незамкнутой 35 (фиг.17) прорези фигурного паза 3 ствола 1 опирается на стопор 7 корпуса 4 центратора, тем самым обеспечивается свободный беспрепятственный спуск пакера 45 вниз.The packer works as follows. It (see Figs. 1-3, 25) is lowered into the well 49 on a pipe string (tubing) 46 without or with an armature 40 (Fig. 21) to a predetermined depth. During the descent of the packer 45, the external spring-loaded elements of resistance 6 of the centralizer are pressed under the diameter of the borehole 49 and provide a certain local resistance to the barrel 1. When lowering each tubing 46 into the well, the barrel 1 of the packer moves downward relative to the pressed centralizer and the upper collar of closed 34 (Fig. 16) or open 35 (Fig. 17) the slots of the figured groove 3 of the barrel 1 rests on the stopper 7 of the centralizer body 4, thereby providing a free unobstructed descent of the packer 45 down.

Для пакера 45 (импульсного - с замкнутой прорезью 34 ствола 1; см. фиг.16), срабатывающего от осевого перемещения ствола 1, при спуске каждой последующей НКТ 46 после вворачивания ее в предыдущую НКТ 46 приподнимают трубу на расстояние не менее Нз (например, 300 мм и пр.), при этом ствол 1 относительно стопора 7 центратора перемещается вверх и нижний бурт замкнутой прорези 34 (фиг.16) ствола 1 опирается на стопор 7 центратора. Затем снимают зажим (элеватор) с трубы и продолжают спуск НКТ 46 в скважину 49. При этом ствол 1 перемещается вниз и снова верхний бурт замкнутой прорези 34 ствола 1 опирается на стопор 7 центратора и обеспечивает свободный беспрепятственный спуск пакера 45 вниз. После достижения глубины посадки пакера 45 приподнимают последнюю НКТ 46 на расстояние не менее Н и не более Нр (например, 150-300 мм и пр.), затем снимают зажим с трубы и приопускают НКТ 46 вниз на расчетную длину (например, 600÷1000 мм). При этом прямолинейная прорезь 36 фигурного паза 3 ствола 1 относительно стопора 7 центратора перемещается вниз и его ход обеспечивает упор плашкодержателя 8 с плашками 9 (фиг.1, 2) в центратор или упор конуса 10 (фиг.3) в плашки 9 центратора, тем самым конус 10 вводится под плашки 9 и они упираются в ствол скважины 49. Далее дается на манжеты 11 пакера 45 необходимая осевая нагрузка (например, 8-12 т) от собственного веса колонны труб 46 и тем самым ствол 1 дополнительно перемещается вниз и сжимает манжеты 11 и герметично разобщает затрубное пространство от трубного.For the packer 45 (pulsed - with a closed slot 34 of the barrel 1; see Fig. 16), triggered by the axial movement of the barrel 1, when lowering each subsequent tubing 46 after screwing it into the previous tubing 46, the pipe is lifted by a distance of at least H3 (for example, 300 mm, etc.), while the barrel 1 relative to the stop of the centralizer 7 moves up and the lower shoulder of the closed slot 34 (Fig. 16) of the barrel 1 rests on the stop 7 of the centralizer. Then remove the clamp (elevator) from the pipe and continue the descent of the tubing 46 into the well 49. In this case, the barrel 1 moves down and again the upper shoulder of the closed slot 34 of the barrel 1 rests on the stopper 7 of the centralizer and provides free unobstructed descent of the packer 45 down. After reaching the landing depth of the packer 45, the last tubing 46 is lifted to a distance of at least H and no more than Nr (for example, 150-300 mm, etc.), then the clamp is removed from the pipe and the tubing 46 is lowered down to the estimated length (for example, 600 ÷ 1000 mm). In this case, a straight slot 36 of the figured groove 3 of the barrel 1 relative to the stop of the centralizer 7 moves downward and its stroke provides the stop of the ram holder 8 with the rams 9 (FIGS. 1, 2) to the centralizer or the stop of the cone 10 (FIG. 3) in the rams 9 of the centralizer, thereby, the cone 10 is inserted under the dies 9 and they abut against the borehole 49. Next, the necessary axial load (for example, 8-12 t) of the dead weight of the pipe string 46 is given to the cuffs 11 of the packer 45 and thereby the barrel 1 additionally moves down and compresses the cuffs 11 and hermetically divides the annulus from wretched.

Для пакера 45 (с незамкнутой прорезью 35 ствола 1; см. фиг.17), срабатывающего от осевого вращения ствола 1, при спуске каждой последующей НКТ 46 после вворачивания ее в предыдущую НКТ 46 приподнимают трубу на расстояние не менее Ннз, при котором ствол 1 относительно стопора 7 центратора перемещается вверх и нижний бурт незамкнутой прорези 35 ствола 1 опирается на стопор 7 центратора. Затем снимают зажим (элеватор) с трубы и продолжают спуск НКТ 46 в скважину 49. При этом верхний бурт незамкнутой прорези 35 ствола 1 опирается на стопор 7 центратора и обеспечивает спуск пакера 45 вниз. После достижения глубины посадки пакера 45 приподнимают последнюю НКТ 46 на расстояние не менее Ннз (например, 500 мм и пр.), затем снимают зажим с трубы и обеспечивают осевое вращение колонны труб 46 в несколько оборотов, а затем НКТ 46 приопускают вниз. При этом прямолинейная прорезь 36 фигурного паза 3 ствола 1 относительно стопора 7 центратора перемещается вниз и обеспечивает упор плашкодержателя 8 с плашками 9 (фиг.1, 2) в центратор или упор конуса 10 (фиг.3) в плашки 9 центратора, тем самым конус 10 вводится под плашки 9 и они упираются в ствол скважины 49. Далее дается на манжеты 11 пакера 45 необходимая осевая нагрузка (например, 8-12 т) от собственного веса колонны труб 46 и тем самым манжета 11 сжимается и затрубное пространство герметично разобщается от трубного.For the packer 45 (with an open slot 35 of the barrel 1; see Fig. 17), triggered by the axial rotation of the barrel 1, during the descent of each subsequent tubing 46 after screwing it into the previous tubing 46, the pipe is lifted by a distance of at least Nc, at which the barrel 1 relative to the stopper 7 of the centralizer moves up and the lower shoulder of the open slot 35 of the barrel 1 rests on the stopper 7 of the centralizer. Then remove the clamp (elevator) from the pipe and continue the descent of the tubing 46 into the well 49. In this case, the upper shoulder of the open slot 35 of the barrel 1 rests on the stopper 7 of the centralizer and ensures the descent of the packer 45 down. After reaching the landing depth of the packer 45, the last tubing 46 is lifted by a distance of at least NNZ (for example, 500 mm, etc.), then the clamp is removed from the pipe and the pipe string 46 is axially rotated several turns, and then the tubing 46 is lowered down. In this case, a straight slot 36 of the figured groove 3 of the barrel 1 relative to the stop of the centralizer 7 moves downward and provides emphasis for the ram holder 8 with the rams 9 (FIGS. 1, 2) in the centralizer or the stop of the cone 10 (FIG. 3) in the rams 9 of the centralizer, thereby 10 is inserted under the dies 9 and they abut against the well bore 49. Next, the necessary axial load (for example, 8-12 t) of the dead weight of the pipe string 46 is given to the cuffs 11 of the packer 45 and thereby the cuff 11 is compressed and the annulus is hermetically disconnected from the pipe .

Для пакера 45, срабатывающего как от осевого перемещения, так и от вращения ствола 1 (фиг.18), операция спуска и посадки пакера 45 осуществляется аналогично импульсному пакеру (по фиг.16), но при необходимости обеспечивается его посадка и от осевого вращения. Для этого приподнимают ствол 1 вверх на расстояние не менее Нз, а затем вращают ствол 1, и стопор 7 вводят в дополнительную прорезь 37, затем, опуская колонну труб 46 и создавая необходимую осевую нагрузку, обеспечивают посадку пакера 45.For the packer 45, triggered by both axial movement and rotation of the barrel 1 (Fig. 18), the descent and landing operation of the packer 45 is carried out similarly to the pulse packer (Fig. 16), but if necessary, it is secured from axial rotation. To do this, lift the barrel 1 upwards by a distance of at least H3, and then rotate the barrel 1, and the stopper 7 is inserted into the additional slot 37, then, lowering the pipe string 46 and creating the necessary axial load, the packer 45 is planted.

Следует отметить, что при наличии срезного винта или фиксатора (фиг.1, 2, 8-12), или пружины (фиг.13-15) движение плашек 9 над конусом 10 при спуске пакера 45 в скважину 49 от инерции труб 46 или потока жидкости не происходит, что исключает самопроизвольную посадку пакера 45 в ходе его спуска. При этом в процессе посадки пакера 45 ствол 1 относительно поджатого центратора перемещается вниз и плашкодержатель 8 с плашками 9 упирается в поджатый центратор, а затем ствол 1 дальше движется вниз, срезая винт 24 (фиг.8) или выходя из фиксации 29 (фиг.9-12), или дожимая пружину 32 (фиг.13, 14), или же раскрывая пружину 33 (фиг.15). Далее конус 10 через манжету 11 под усилием осевой нагрузки колонны труб 46 входит под плашки 9 и обеспечивает посадку пакера 45.It should be noted that in the presence of a shear screw or retainer (Fig. 1, 2, 8-12), or a spring (Fig. 13-15), the movement of the dies 9 above the cone 10 when the packer 45 is lowered into the well 49 from the inertia of the pipes 46 or flow liquid does not occur, which eliminates the spontaneous landing of the packer 45 during its descent. At the same time, during the landing of the packer 45, the barrel 1 moves relative to the preloaded centralizer and the ram holder 8 with dies 9 rests against the pressed centralizer, and then the barrel 1 further moves downward, cutting off the screw 24 (Fig. 8) or exiting the fixation 29 (Fig. 9 -12), or a booster spring 32 (Fig.13, 14), or opening the spring 33 (Fig.15). Next, the cone 10 through the cuff 11 under the axial load of the pipe string 46 enters under the dies 9 and provides a landing packer 45.

Освобождение пакера 45 осуществляется путем снятия осевой нагрузки на пакер 45, при этом ствол 1 относительно поджатого центратора перемещается вверх и стопор 7 снова оказывается в замкнутой 34 (фиг.16) или в незамкнутой 35 (фиг.17) прорези фигурного паза 3 ствола 1, тем самым ствол 1 перемещается вверх относительно манжеты 11 и центратора, при этом конус 10 выходит из-под плашек 9.The release of the packer 45 is carried out by removing the axial load on the packer 45, while the barrel 1 is moved upward relative to the preloaded centralizer and the stopper 7 is again in closed 34 (Fig. 16) or in open 35 (Fig. 17) slots of the figured groove 3 of the barrel 1, thereby the barrel 1 moves upward relative to the cuff 11 and the centralizer, while the cone 10 exits from the dies 9.

Пакер 45 со стволом 1, имеющим эксцентричный канал 41 (фиг.23), позволяет конструктивно увеличить его проходное сечение. Ствол 1, имеющий силовой кабель 43 в продольном глухом канале 42 (см. фиг.24, 25), позволяет спустить выше ЭЦН 47 пакер 45 для разобщения негерметичности 48 ствола (эксплуатационной колонны) скважины 49 за счет возможности обеспечения герметичности силового кабеля 43 в продольном канале 42 ствола 1 при изготовлении или посадке пакера 45. При посадке пакера 45 его уплотнительные элементы 11, с одной стороны, сжимаются под осевой нагрузкой колонны труб 46 и упираются в эксплуатационную колонну 49, а с другой стороны, заполняют полость продольного канала 42 на уровне манжет 11, тем самым обеспечивают уплотнение кабеля 43. При отсутствии продольного глухого канала 42 ствол 1 (фиг.25) дополнительно оснащается двумя уплотняющими узлами 51 и 52, через которые проходит силовой кабель 43 насоса 47 в полости ствола 1, тем самым обеспечивают уплотнение кабеля 43. Ствол 1 (фиг.25, 26) дополнительно может быть оснащен перепускным каналом 53, который гидравлически соединяет пространство над 54 и под 55 манжетой 11, с обратным клапаном или узлом 56 (в виде резины, гнезда и шара, седла и шара и пр.) для стравливания газа из подпакерного пространства 55 в надпакерное пространство 54. При этом обратный переток жидкости (воды) через канал 53 отсутствует, т.к. клапан 56 закрывается.The packer 45 with the barrel 1 having an eccentric channel 41 (Fig.23), allows you to constructively increase its bore. The barrel 1 having a power cable 43 in the longitudinal blind channel 42 (see Fig. 24, 25) allows the packer 45 to be lowered above the ESP 47 to isolate the leakage 48 of the wellbore (production string) 49 due to the possibility of ensuring the tightness of the power cable 43 in the longitudinal the channel 42 of the barrel 1 during the manufacture or landing of the packer 45. When the packer 45 is planted, its sealing elements 11, on the one hand, are compressed under the axial load of the pipe string 46 and abut against the production string 49, and on the other hand, fill the cavity of the longitudinal channel 42 in ur The cuff 11 is also installed, thereby sealing the cable 43. In the absence of a longitudinal blind channel 42, the barrel 1 (Fig. 25) is additionally equipped with two sealing nodes 51 and 52 through which the power cable 43 of the pump 47 in the cavity of the barrel 1 passes, thereby providing a seal cable 43. The barrel 1 (Fig.25, 26) can optionally be equipped with a bypass channel 53, which hydraulically connects the space above 54 and under 55 cuff 11, with a check valve or node 56 (in the form of rubber, socket and ball, seat and ball etc.) for venting gas from subpacker of the space 55 in nadpakernoe space 54. This reverse flow of liquid (water) through the channel 53 is not available, since valve 56 closes.

При технологии ОРЭ или ПЭ (в т.ч. исследовании) нескольких пластов одной скважины 49 (см. фиг.27) через кабель 44 подается ток (сигнал) отсекателю 57 или 58, тем самым обеспечивается закрытие одного из них. Таким образом, исследуется и эксплуатируется каждый пласт в отдельности при закрытии другого пласта. При необходимости отсекателям 57 и 58 подается ток и они одновременно или последовательно открываются или закрываются.With the WEM or PE technology (including research) of several layers of one well 49 (see Fig. 27), a current (signal) is supplied through the cable 44 to the cutter 57 or 58, thereby closing one of them. Thus, each formation is investigated and operated separately when closing another formation. If necessary, cut-offs 57 and 58 are supplied with current and they simultaneously or sequentially open or close.

Claims

1. A mechanical packer, including a barrel with an outer shoulder and a figured groove, a centralizer installed on the barrel from bottom to top in the form of a housing with external spring-loaded resistance elements and an internal stopper, a die holder and dies, a cone, a cuff, an adjusting nut and a coupling, characterized in that the stopper made in the form of a free axial rotating ball with the possibility of full or limited annular movement in the body of the centralizer and the shaped groove of the barrel.

2. A mechanical packer, including a barrel with an outer collar and a figured groove, a centralizer installed on the trunk from bottom to top in the form of a housing with external spring-loaded resistance elements and an internal stopper, a die holder and dies, a cone, a sleeve, an adjusting nut and a coupling, characterized in that the barrel made with an external longitudinal blind coated or uncoated channel for input or placement and sealing of a power cable with external protection and / or coating in it, the stopper is made in the form of a free axial rotating ball with POSSIBILITY full or limited movement of the ring in figure centralizer housing and the recess of the barrel.

3. A mechanical packer, including a barrel with an external collar and a figured groove, a centralizer installed on the barrel from bottom to top in the form of a housing with external spring-loaded resistance elements and an internal stopper, a die holder and dies, a cone, a sleeve, an adjusting nut and a coupling, characterized in that the barrel made with an external longitudinal blind coated or uncoated channel for input or placement and sealing of a power cable with external protection and / or coating in it, the stopper is made in the form of a free axial rotating ball with with the possibility of complete or limited annular movement in the centralizer body and the shaped groove of the barrel, the ram holder, rams and cone are interconnected and assembled on the barrel under the cuff, while the cone is made with external grooves in the form of a dovetail and the corresponding rams are installed in them with limited axial and radial movements relative to the barrel, and the ram holder, in turn, is made either with grooves in the form of a dovetail and the lower ends of the rams are respectively placed in them, or with approx s, which are arranged inside dies, and to prevent premature actuation of the packer and moving the dies relative to the cone while running the packer into the wellbore and rams plashkoderzhatel or cone fitted with clamps.

4. The packer according to claim 3, characterized in that the shaped groove of the trunk consists of a closed or open and rectilinearly connected deaf labyrinth slots, respectively, for the possibility of the packer in the well by axial movement or rotation of the barrel.

5. The packer according to claim 3, characterized in that the shaped groove of the barrel is made with an additional rectilinear blind maze slot, also connected with a closed blind maze slot, for the packer to be able to fit in the borehole either by axial movement or by axial rotation of the barrel.

6. The packer according to claim 3, characterized in that the height of the rectilinear blind maze slot of the shaped groove of the barrel is not less than the sum of the maximum axial stroke of the dies and the compression length of the cuff, for reliability and tightness of the packer.

7. The packer according to claim 3, characterized in that in the initial position of the packer, the distance from the cone to the centralizer die is greater than the height of the closed or open blind maze slot in the curly groove of the trunk to prevent the packer from landing when lowering and lifting the pipe string from the well.

8. The packer according to claim 3, characterized in that in the initial position of the packer the distance from the ram holder to the centralizer is greater than the height of the closed or open blind maze slot in the figured groove of the barrel, to prevent the packer from landing when lowering and lifting the pipe string from the well.

9. The packer according to claim 3, characterized in that the centralizer body consists of several nodes, one of which is made according to the diameter of the stopper, with an internal bore or ring groove, without or with a radial through hole and an upper screw plug, to exclude the possibility of rotation of the packer with axial movement of its trunk with a closed curly groove.

10. The packer according to claim 3, characterized in that the centralizer body is made under the diameter of the stopper with a radial through hole and an upper screw plug to ensure that the packer is seated from axial rotation of the barrel with an open figured groove.

11. The packer according to claim 3, characterized in that the height of the centralizer resistance elements is greater than the distance between the ends of the production pipes in the sleeve inside the well, for the accuracy of the packer alignment.

12. The packer according to claim 3, characterized in that the centralizer resistance elements are made in the form of rubber or metal cushions for centering and the possibility of axial movement of the barrel relative to the centralizer both during descent and ascent, and during landing of the packer.

13. The packer according to claim 3, characterized in that the cuff consists of one, or two, or three parts with the same or different hardness.

14. The packer according to claim 3, characterized in that the cone under the cuff and the adjusting nut above the cuff are made with blind channels for the shape of the cuff to exclude the possibility of cuff leakage when landing and breaking the packer.

15. The packer according to claim 3, characterized in that metal cages are installed above and below the cuffs to exclude the possibility of cuff leakage during landing and breakdown of the packer.

16. The packer according to claim 3, characterized in that it is additionally equipped with an anchor that is triggered by the internal pressure of the medium.

17. The packer according to claim 3, characterized in that the barrel is made with a concentric - axial bore or part of it is made with an eccentric - non-axial bore.

18. The packer according to claim 3, characterized in that the figured groove for the stopper or the outer longitudinal blind covered or uncoated channel for the power cable is made on a thick-walled part of the barrel.

19. The packer according to claim 3, characterized in that a piece of the power cable or its core is sealed in a longitudinal blind, covered or uncoated channel, with the possibility of connecting above and below the packer a piece of cable or its core with a common pump power cable.

20. The packer according to claim 3, characterized in that the longitudinal blind coated or uncoated channel under the power cable is made in the form of a groove or slot.

21. The packer according to claim 3, characterized in that the barrel is additionally equipped with two sealing units, with one of them installed on top and the other on the bottom of the barrel, with the possibility of introducing through them and through the cavity of the barrel the power cable of the pump.

22. The packer according to claim 3, characterized in that the barrel is additionally equipped with a bypass channel that hydraulically connects the space above and below the cuff with a check valve or unit for bleeding gas.