ПАКЕР БЕЗ ИЛИ С КАБЕЛЬНЫМ ВВОДОМ (ВАРИАНТЫ)

Изобретение относится к технике и технологии добычи углеводородов и может быть использовано как для добывающих - насосных, газлифтных и фонтанных, так и для нагнетательных и пьезометрических скважин, в том числе оснащенных глубинными кабельными устройствами и/или приборами, например, электропогружным насосом, измерительной системой, отсекателем, регулятором и прочее.

В качестве аналогов и прототипов принимаются следующие известные решения:

1. Аналог «Насосная пакерная установка для отбора нефти из двух пластов» - см. Издательство «Недра», Москва 1974. Р.А.Максутов, Б.Е.Доброскок, Ю.В.Зайцев. Одновременная раздельная эксплуатация многопластовых нефтяных месторождений, стр.75, рис.45. Установка содержит спущенные в скважину на колонне труб электропогружной насос с силовым кабелем и пакер, расположенный выше него между пластами. Недостатком этой установки является то, что силовой кабель от ПЭД-а насоса ЭЦН проходит через внутренний канал пакера и контактирует с движущейся добываемой жидкостью. Это осложняет ввод кабеля через пакер на устье скважины и приводит к износу кабеля внутри пакера при работе скважины. Кроме того, в установке отсутствует конструкция уплотнения кабеля, как в узлах выше и/или ниже пакера, так и в самом пакере.

2. Аналог «Пакер Гарипова», разработка ООО НПО «Новые нефтяные технологии» - см. Патент РФ №2305748, приоритет от 10.01.2006 г. Пакер включает в себя полый ствол и уплотнительный элемент и отличается тем, что ствол выполнен со сквозным многофункциональным каналом, в том числе для ввода кабеля, расположенным между полым стволом и уплотнительным элементом и пересекающий зону размещения уплотнительного элемента, причем указанный канал заполнен газопроницаемым наполнителем или газопроницаемым и герметизирующим наполнителями.

3. Аналог «Скважинная установка Гарипова для добычи нефти», разработка ООО НПО «Новые нефтяные технологии» - см. Полезная модель к патенту №91373, приоритет от 06.08.2009 г. Установка включает в себя установленный на колонне труб насос - ЭЦН и над ним диспергатор и отличается тем, что она снабжена, по меньшей мере, одним пакером (с кабельным вводом) выше насоса.

4. Аналог «Способ подготовки к работе скважинного насосного оборудования Гарипова», разработка ООО НПО «Новые нефтяные технологии» - см. патент №2414584, приоритет от 26.11.2009 г. Способ включает в себя монтаж оборудования на устье скважины, спуск на колонне труб электронасоса и выше него пакера и отличается тем, что сборка пакера с кабелем от ПЭД-а ЭЦН проводится на устье скважины.

5. Аналог «Пакер механический для насоса ЭЦН с возможностью уплотнения в него кабеля», разработка ЗАО «Нефтемашвнедрение» - см. Патент РФ №2372469, приоритет от 20.12.2007 г. Пакер содержит ствол с фигурным пазом, уплотнительные элементы, конус и плашки и отличается тем, что на наружной поверхности ствола выполнен продольный паз глухой снизу и открытый в верхней части ствола для ввода и уплотнения кабеля.

6. Аналог «Двуствольный пакер с кабельным вводом», разработка ООО НПФ «ПАКЕР» - см. Патент РФ №2380518, приоритет от 18.06.2008 г. Пакер состоит из двух стволов и пакерного узла с герметизатором кабельного ввода и отличается тем, что стволы, пакерный и внутренний, вставлены один в другой и крепятся между собой с ориентированием по кабельному вводу.

7. Аналог «Комплекс для механической добычи нефти с повышенным содержанием сероводорода», разработка ООО «НПФ» Завод «Измерон» - см. Полезную модель к патенту №84457, приоритет от 05.02.2009 год. Комплекс включает в себя спущенные в скважину насосную установку и выше него пакер с кабельным вводом на его стволе под уплотнительными манжетами.

8. Однако, несмотря на получение вышеназванных аналогов-патентов РФ компаниями ООО НПО «Новые нефтяные технологии», ЗАО «Нефтемашвнедрение», ООО НПФ «ПАКЕР» и ООО «НПФ» завод «Измерон», первым патентообладателем изобретений: пакера и насосной установки, где силовой кабель вводится и герметизируется в канале либо между уплотнительными манжетами и стволом пакера, либо между двумя стволами пакера, либо в сквозном цилиндрическом канале уплотнительных манжет пакера является ООО НТП «Нефтегазтехника», причем эти решения защищены формулами изобретений (ФИ) и принимаются в качестве прототипов:

- Пакер, разработка ООО НТП «Нефтегазтехника» (см. патент РФ №2290489, приоритет от 29.11.2004 г., вариант 2 - см. ФИ пункт 2 и патент РФ №2295625, приоритет от 14.04.2005 г., см. ФИ пункт 1), включает в себя: ствол с наружным буртом и фигурным пазом, установленный на ствол снизу вверх центратор в виде корпуса с наружными подпружиненными элементами сопротивления и внутренним стопором, плашкодержатель и плашки, конус, манжету, регулировочную гайку и муфту. Здесь, основными отличительными признаками является то, что ствол пакера под манжетами выполнен с наружным продольным глухим покрытым или непокрытым каналом для ввода или размещения и уплотнения в нем силового кабеля с наружной защитой и/или покрытием (см. патент РФ №2290489), или же на поверхности ствола пакера выполнен, по меньшей мере, один продольный глухой канал, в котором размещен и уплотнен под манжетами силовой кабель (патент РФ №2295625);

- Насосная установка Шарифова, разработка ООО НТП «Нефтегазтехника» (патент РФ №2300668, приоритет от 27.12.2004 г.), содержащая спущенное в скважину на колонне труб насосное устройство, состоящее в основном из насоса с приемной сеткой и погружного электродвигателя с силовым кабелем. Здесь основными отличительными признаками является то, что в скважине установлен либо один пакер (см. ФИ - пункт 1) с одним или двумя стволами, выполненный с кабельным вводом, который размещен между насосом и изолируемым интервалом (например, негерметичным участком или нерабочим интервалом перфорации пласта, или между добывающим и нагнетательным пластами), либо установлены два пакера (см. ФИ - пункт 2), выполненные с кабельными вводами, соответственно, один из них выше изолируемого интервала, а другой между насосом и изолируемым интервалом, либо установлены два пакера с кабельными вводами между и выше пластов, при этом установка оснащена или перепускным каналом газа, или струйным насосом, причем кабельный ввод пакера выполнен либо в виде продольной глухой прорези на его стволе под уплотнительными манжетами, которые при посадке пакера с одной стороны разобщают межтрубное пространство в скважине, а с другой стороны герметизируют силовой кабель в кабельном вводе (см. ФИ - пункт 13), либо в виде продольного сквозного канала на теле уплотнительной манжеты, либо в виде пространства между двумя жестко соединенными его стволами, один из которых размещен в другом эксцентрично, и между ними размещен сальниковый уплотнитель с защитным кольцом для герметизации силового кабеля в кабельным вводе (см. ФИ - пункт 14).

- Пакер опорно-механический Шарифова (см. Патент РФ №2365739, приоритет от 27.08.2007 г., вариант 2, ФИ - пункт 3), состоящий из двух телескопических взаимосвязанных верхней и нижней частей с возможностью их осевого перемещения между собой и оснащенный уплотнительными кольцами и манжетами, переходником, регулировочной гайкой и фиксатором. Пакер отличается тем, что ствол дополнительно оснащен фиксированным на нем механическим заякоривающим или центрующим устройством и выполнен с кабельным вводом в виде герметизирующей продольной глухой прорези на его стволе внутри уплотнительных манжет.

Следует отметить, что как вышеприведенные аналоги и прототипы, так и другие известные пакера, без или с кабельным вводом, не предусматривают возможности при их срыве и освобождении в скважинах, в частности, оснащенных подземной компоновкой с обратным клапаном, в том числе, установкой ЭЦН, уравновешивания гидростатических давлений, образующихся в затрубе - над и в забое - под сжатыми уплотнительными манжетами. То есть если давления в скважине над посаженными - сжатыми (от заданной посадочной нагрузки) уплотнительными манжетами больше или меньше, чем под ними, то при демонтаже пакера с момента подъема колонны труб, несмотря на то, что заданная посадочная нагрузка на пакер снимается и верхняя опора его ствола начинает отходить от сжатых уплотнительных манжет, но они еще не возвращаются в исходное положение, так как на них кроме посадочной нагрузки действует разница давлений между затрубом и забоем, что приводит при подъеме пакера к осложнению, в частности, срезу его манжет, застреванию пакера и прочее. Кроме этого известные пакера имеют относительно сложные конструкции, низкую надежность и герметичность, в частности, при вводе и уплотнении в них кабеля без или с наружной защитой непосредственно на устье скважины.

Целью изобретения является упрощение ввода кабеля по телу пакера непосредственно на устье скважины, увеличение надежности и герметичности пакера без или с кабелем, как при монтаже и эксплуатации в скважине, так и при срыве и его освобождении. Пакер по принципу работы может быть выполнен механического, опорного, гидромеханического, гидравлического, электрического, импульсного или комбинированного действий и применяться для всех категорий скважин, в частности с целью:

изоляции негерметичного участка эксплуатационной колонны или интервала перфорации неэксплуатируемого пласта выше насосной установки;

одновременной раздельной эксплуатации (исследования, закачки воды или добычи флюида) нескольких пластов одной скважины;

внутрискважинной закачки электропогружным насосом воды из одного пласта в другой пласт;

внутрискважинной сепарации воды из добываемой насосом жидкости продуктивного пласта и направления ее в нагнетательный пласт, а нефти - к устью скважины, и прочее.

Технический, технологический результат и экономический эффект от применения пакера достигается за счет: снижения аварийности при его срыве и освобождении; сокращения затрат на проведение мероприятий; сокращения времени на проведение ремонтных работ на скважине; увеличения срока службы пакера в скважине и, соответственно, повышения добычи продукции.

Пакер включает в себя, по меньшей мере, ствол из одной или двух - один в другом частей, с эксцентричным или неэксцентричным проходным каналом и уплотнительный элемент, состоящий из одного или нескольких манжет, размещенный на стволе между верхней и нижней опорами.

Цель изобретения достигается за счет следующих решений:

Вариант 1. На стволе пакера любого (например, гидравлического, механического, гидромеханического, комбинированного, опорного или иного) действия расстояние между верхней и нижней опорами выполнено больше (например, на 10 мм, 20 мм, 30 мм, 250 мм и т.д.), чем длина уплотнительного элемента, при этом на теле ствола или уплотнительного элемента между нижней и верхней опорами выполнен, по крайней мере, один продольный уравнительный канал, обеспечивающий в скважине, при освобождении пакера с перемещением его ствола вверх, гидравлическое соединение через себя пространств над и под сжатым, от разницы гидростатических давлений, уплотнительным элементом, для возможности перепуска жидкости и, соответственно, возврата уплотнительного элемента к исходному положению, причем продольный уравнительный канал выполнен либо в виде паза с глухим дном, сверху у которого установлена и заварена планка, либо в виде открытого сверху паза с глухим дном, либо в виде цилиндрического отверстия с глухими поперечными концами, либо в виде наружной проточки, либо же в виде трубки, при этом с двух концов или паз, или цилиндрическое отверстие, или наружная проточка, или же трубка соединена гидравлически с пространствами над и под свободным уплотнительным элементом. Это решение может быть приспособлено для пакеров любого действия с целью снижения аварийности при срыве и освобождении их в скважинах, за счет уравновешивания гидростатических давлений и, соответственно, состояния уплотнительных элементов - манжет перед подъемом пакеров.

Вариант 2. По телу пакера любого (например, гидравлического, механического, гидромеханического, комбинированного, опорного или иного) действия вне его ствола (исполнение 1), в частности, снаружи или изнутри верхней и нижней опор, и уплотнительного элемента, выполнен, по меньшей мере, один продольный канал любой конфигурации, например, в виде паза, с одной стороны с глухим дном, а с другой - открытой поверхностью без или с ласточкиным хвостом, или разрезанной манжетой, с возможностью как свободного размещения сверху или снизу вдоль него, по крайней мере, одного кабеля или его жил (например, от глубинного насоса, прибора или устройства), без или с наружной защитой, так и герметизации кабеля или его жил, вместе или по отдельности, в одном или нескольких продольных каналах уплотнительного элемента снаружи или изнутри при его деформации - сжатии в момент посадки пакера в скважине. Это решение в целом повышает герметичность, упрощает конструкцию и создает удобства ввода кабеля через собранный или разобранный пакер, до или во время монтажа на скважине, в частности, прохождение кабеля по каналу - пазу снаружи уплотнительных манжет, в отличие от аналогов и прототипов возможно для всех видов пакеров, в том числе гидравлических.

Пакер (например, механического действия) с заякоривающим устройством, состоящим из конуса, плашек и плашкодержателя (исполнение 2), оснащен сопротивляющим элементом потока жидкости в виде перевернутого «U» или «V» образного элемента, резины или манжеты, соединенным снизу плашкодержателем с возможностью при увеличении скорости спуска в скважину на колонне труб пакера увеличить силу сопротивления на плашкодержатель (в частности, за счет увеличения наружного диаметра сопротивляющего элемента) так, чтобы последний переместился вверх, передвигая при этом плашки над конусом до сцепления их со стволом скважины. Это решение достаточно упрощает конструкцию механического пакера.

Пакер (например, гидромеханического действия) с заякоривающим устройством, состоящим из конуса, плашек и плашкодержателя (исполнение 3), выполнен со стволом с несколькими или одним боковым продольным каналом или сквозным пазом и в нем размещен находящийся под воздействием давлений изнутри и снаружи пакера, дифференциальный или подпружиненный, или же и дифференциальный, и подпружиненный поршень, в виде толкателя плашкодержателя с возможностью, при увеличении давления внутри пакера, продольного перемещения взаимосвязанного с ним плашкодержателя и, соответственно, плашек над конусом до сцепления их со стволом скважины. Это упрощает конструкцию и повышает надежность гидромеханического пакера.

Также пакер по варианту 2 может иметь исполнение 4, включающее в себя комбинированное исполнение 1 и 2 или 1 и 3. Эти решения повышают герметичность и упрощают конструкцию как самого пакера, так и его кабельного ввода, а главное - позволяют вводить кабель по пазу, выполненному как на самом стволе под уплотнительным элементом (манжетами), так и снаружи или изнутри опор и уплотнительного элемента.

Принципиальный вид защищаемых элементов (узлов) по варианту 1 и 2, приемлемых для любых видов (действий) пакеров, выполненных без или с кабельным вводом, приводится на фигурах 1-23, а именно: на фиг.1 и 2 - узел пакера, соответственно, в исходном и рабочем положениях, с наружным кабельным вводом и продольным уравнительным каналом в виде паза с заваренной сверху планкой; на фиг.3 и 4 - узел пакера, соответственно, в исходном и рабочем положениях, с внутренним кабельным вводом и продольным уравнительным каналом в виде открытого сверху паза или наружной проточки; на фиг.5 и 6 - узел пакера с продольным уравнительным каналом и подпружиненной верхней опорой, соответственно, в исходном и рабочем положениях; фиг.7 и 8 - узел пакера, в исходном положении, с продольным уравнительным каналом, соответственно, в виде цилиндрического отверстия с глухими поперечными концами и в виде трубки; на фиг.9 или 10 и 11, 12 - пакер, оснащенный инерционным заякоривающим устройством и выполненный, соответственно, без или с наружным и внутренним кабельным вводом; на фиг.13, 14, 15 и 16 - разрез по сечению «А-А» пакеров с кабельным вводом и/или продольным уравнительным каналом; на фиг.17 и 18 - разрез по сечениям «Б - Б» и «В-В» пакеров с наружным кабельным вводом; на фиг.19, 20 и 21 - пакер в скважине, соответственно, при его посадке, уравнивании давлений и освобождении; на фиг.22 и 23 - пакер в скважине, соответственно, с наружным и внутренним кабельным вводом.

Принципиальный вид ряда пакеров по варианту 2 также приводится на фигурах 24-28, а именно: на фиг.24 и 25 - пакер со стволом, выполненным с боковыми продольными каналами, соответственно, под подпружиненными и дифференциальными поршнями; на фиг.26 - пакер с наружным кабельным вводом и со стволом, выполненным с боковым продольным каналом под дифференциальным поршнем; на фиг.27 и 28 - пакер со стволом, выполненным со сквозным пазом и оснащенным изнутри, соответственно, подпружиненным и дифференциальным поршнем, взаимосвязанным с плашкодержателем.

Пакер (фиг.1-28) любого вида (действия) включает в себя, по меньшей мере, ствол 1 из одной или двух - один в другом частей, с эксцентричным 2 (например, см. фиг.1) или неэксцентричным 3 (например, см. фиг.5, 14) проходным каналом и уплотнительный элемент 4, состоящий из одного или нескольких манжет, размещенный на стволе 1 между верхней 5 и нижней 6 опорами. Когда ствол 1 состоит из двух - один эксцентричный или неэксцентричный расположенный в другом, частей (фиг.8), то пространство между ними может быть использовано для ввода и герметизации кабеля или перепуска свободного газа из-под пакерной зоны (например, согласно прототипу-патенту РФ №2300668, соответственно, см. фиг.9 и 1).

На стволе 1 пакера любого действия расстояние (L*) между верхней 5 и нижней 6 опорами выполнено больше (фиг.1, 3), чем длина (L) уплотнительного элемента, например, на 10 мм, 20 мм, 30 мм, 250 мм и прочее. При этом на теле ствола 1 или уплотнительного элемента 4 между верхней 5 и нижней 6 опорами выполнен один продольный уравнительный канал 7 (фиг.1-8) или выполнены несколько продольных уравнительных каналов 7 и 8 (фиг.16). Уравнительные каналы 7 и/или 8 обеспечивают в скважине 9 (фиг.2, 4, 19-21), при освобождении пакера с перемещением его ствола 1 вверх, гидравлическое соединение через себя пространств над 10 и под 11 сжатым, от разницы гидростатических давлений (Рв, Рн), уплотнительным элементом 4. Продольный уравнительный канал 7 выполнен либо в виде паза с глухим дном 12, сверху у которого установлена и заварена планка 13 (фиг.1, 2, 13), либо в виде цилиндрического отверстия с глухими поперечными концами 14, 15 (фиг.7, 15), либо в виде открытого сверху паза с глухим дном или наружной проточки (фиг.3, 4), либо же в виде трубки (фиг.8). При этом с двух 16 и 17 концов (фиг.1-8) или паз, или цилиндрическое отверстие, или наружная проточка, или же трубка 7 соединена в скважине 9 (фиг.19-21) гидравлически с пространствами над 10 и под 11 свободным уплотнительным элементом 4.

По телу пакера любого действия вне его ствола 1, в частности, снаружи (фиг.1, 2, 10, 13, 14, 15, 17, 18, 22) или изнутри (фиг.3, 4, 11, 12, 14, 16, 23) верхней 5 и нижней 6 опор, и уплотнительного элемента 4 выполнено несколько (например, см. фиг.14 для ввода двух кабелей) или один (например, см. фиг.13 для ввода одного кабеля) продольный канал 18 любой конфигурации, например, в виде паза, с одной стороны с глухим дном 19 (фиг.13-18), а с другой - открытой поверхностью 20 без или с ласточкиным хвостом (фиг.15, 18), или разрезанным 21 (фиг.14) уплотнительным элементом - манжетами, с возможностью как свободного размещения сверху или снизу вдоль него, по крайней мере, одного кабеля 22 или его жил, без или с наружной защитой (или броней), так и герметизации кабеля 22 (например, см. фиг.13) или его жил, вместе (например, см. фиг.15) или по отдельности, (например, см. фиг.16) в одном 18 (фиг.13, 15) или нескольких 18 (фиг.16) продольных каналах уплотнительного элемента 4 снаружи или изнутри при его деформации - сжатии в момент посадки пакера в скважине 9 (см. фиг.22, 23). Также кабельный ввод в виде продольного канала 18 по аналогу и прототипу может быть выполнен в виде паза на самом стволе 1 (фиг.16).

Ствол 1 пакера механического действия (фиг.9, 10-12) снизу оснащен заякоривающим устройством в виде конуса 23 - плашек 24 и плашкодержателя 25 с нижним сопротивляющим элементом 26 потока жидкости в виде перевернутого «U» или «V» образного элемента, резины или манжеты. При увеличении скорости спуска пакера увеличивается сила сопротивления на плашкодержатель 25 (в частности, за счет увеличения наружного диаметра сопротивляющего элемента 26) так, чтобы последний 25 переместился вверх, передвигая при этом плашки 24 над конусом 23 до сцепления их со стволом скважины 9.

Ствол 1 пакера гидромеханического действия, для перемещения плашкодержателя 25 (фиг.24-28) выполнен с несколькими или одним либо боковым продольным каналом 27, либо сквозным пазом 28. При этом в ствол 1 размещен, находящийся под воздействием давлений изнутри и снаружи пакера, дифференциальный 29 (фиг.26, 28) и/или подпружиненный 30 (фиг.24, 27) поршень в виде толкателя плашкодержателя 25 с возможностью, при увеличении давления внутри пакера, продольного перемещения взаимосвязанного с ним плашкодержателя 25 и, соответственно, плашек 24 над конусом 23 до сцепления их со стволом скважины.

Пакера, без или с кабельным вводом, в скважине функционируют следующим образом.

Пакер любого действия (фиг.1-8), по варианту 1, с продольным уравнительным каналом 7 спускается в скважину 9 на колонне труб 31, в частности, с насосом УЭЦН и/или обратным клапаном 32 (фиг.19). При установке пакера уплотнительный элемент 4 от посадочной нагрузки, например, 6-12 тонн, создаваемой гидравлическим или механическим путем, сжимается и герметично разобщает между собой две полости - затруб 10 и забой 11 скважины 9. При этом если пакер выполнен согласно фигур 1, 5 и 8, то при сжатии уплотнительного элемента 4 также герметично изолируется верхний конец 16 канала 7 (например, см. фиг.2, 6). А если пакер выполнен по фигуре 3, то при его посадке уплотнительный элемент 4 сначала перемещается вверх на стволе 1 и затем под опору 5 вне канала 7 сжимается (см. фиг.4) от посадочной нагрузки.

При освобождении пакера (фиг.20) с перемещением его ствола 1 вверх снимается посадочная нагрузка (6-12 тонн) на уплотнительный элемент 4. При этом верхний конец 16 уравнительного канала 7 оказывается над сжатым, от разницы гидростатических давлений, уплотнительным элементом 4, что позволяет через него перелив жидкости между полостями над и под ним. По результату гидростатические давления между затрубом 10 и забоем 11 уравновешиваются, что приводит уплотнительный элемент 4 к исходному положению (фиг.21). После чего осуществляется подъем колонны труб 31 с пакером без осложнений.

Пакер механический (фиг.9-11) по варианту 2 устанавливается путем резкого его спуска в скважину 9 на колонне труб 31 (фиг.22, 23). А пакер по фигуре 12 может быть установлен в скважине 9 как путем резкого его спуска, так и путем перемещения его ствола вверх и вниз в заданном рабочем ходе. При этом поток жидкости или центратор 33 динамически воздействует на сопротивляющийся узел 26 с плашкодержателем 25 и поднимает его вверх и, соответственно, перемещает плашки 24 над конусом 23 и сцепляет их со стволом скважины 9. После чего создается осевая нагрузка (6-12 тонн) и уплотнительный элемент 4 сжимается. При освобождении пакера с подъемом колонны труб 31 ствол 1 перемещается верх и конус 23 выходит из-под плашек 24, и уплотнительный элемент 4 приходит к исходному положению.

Пакер гидромеханический по варианту 2 (фиг.24-28) устанавливается в скважине 9 (фиг.22, 23) путем создания сначала избыточного давления в колонне труб 31 для срабатывания конуса - плашек, а затем осевой посадочной нагрузки (6-12 тонн) для сжатия уплотнительного элемента 4. То есть при создании избыточного давления поршень 29, который взаимосвязан с плашкодержателем 25, перемещается вверх и поднимает плашки 24 вверх над конусом 23 до сцепления их со стволом скважины 9. После чего создается осевая нагрузка и уплотнительный элемент 4 сжимается. Здесь поршень 29 при снятии избыточного давления возвращается к исходному положению под усилием пружины и/или давлений, действующих изнутри и снаружи, на разницу его площадей. При освобождении пакера с подъемом колонны труб 31 ствол 1 перемещается вверх и при этом конус 23 выходит из-под плашек 24, а затем уплотнительный элемент 4 приходит к исходному положению.

При посадке пакеров (фиг.1-8, 10-12, 26-28) по варианту 1-2 в скважине 9 на заданной глубине кабель 22 (например, силовой, геофизический и пр.) или его жилы, вместе или по отдельности, герметизируются от посадочной нагрузки в продольном канале - наружном или внутреннем пазу 18, соответственно, между уплотнительным элементом 4 и скважиной 9 или стволом 1 пакера - фиг.22, 23).