RU2120023C1

RU2120023C1 - Packer

Info

Publication number: RU2120023C1
Application number: RU97108140A
Authority: RU
Inventors: Мирсат Мирсалимович Нагуманов; Марат Мирсатович Нагуманов
Original assignee: Мирсат Мирсалимович Нагуманов; Марат Мирсатович Нагуманов
Priority date: 1997-05-15
Filing date: 1997-05-15
Publication date: 1998-10-10

Abstract

FIELD: oil-and-gas producing industry. SUBSTANCE: packer has rod with recess; attached to upper end of rod is sealing member. Located above sealing member are cone, upper body with spring-loaded upper slips. Located under sealing member are cone, retainer, lower body with spring-loaded strips and lower slips. Casing is located above sealing member. Cone is split with possibility of radial opening and with inner radial recess. Upper body has inner projection. Rod part located inside upper slips and split cone are made with upper and lower radial projections. They are engageable, respectively, with upper slips and split cone. Upper body is pressed to end of sub by means of spring which is located between inner projections of upper body and upper radial projections of rod for axial motion downward with respect to rod. Lower radial projection of rod is located inside radial recess of split cone. End part of split cone is located between radial projections of rod and is engaged with it. It may be engaged with upper slips, with rod displacement. EFFECT: higher operated reliability of packer. 2 cl, 2 dwg

Description

Изобретение относится к области нефтегазодобывающей промышленности, а именно к пакеру, совмещенному с якорем двухстороннего действия. The invention relates to the field of oil and gas industry, namely to a packer, combined with a double-acting anchor.

Известны пакеры двухстороннего действия типа ПД-ЯГ и 2ПД-ЯГ, состоящие из верхнего и нижнего заякоривающих устройств, гидроцилиндров, уплотнительных элементов, фиксаторов, срезных элементов и плашкодержателей. (Пакеры, якоря, разъединители колонн, инструменты и принадлежности для них, каталог, М. , ЦИНТИХИМНефтемаш, 1984, с. 10). Плашки гидравлического якоря, предназначенные для удержания пакера от перемещения вверх, передвигаясь в корпусе в радиальном направлении, открывают доступ к попаданию внутрь каждого гнезда абразивных реагентов. Поэтому внутренняя часть гнезда, имеющая точно обработанную поверхность под герметичное уплотнение, быстро изнашивается, что приводит к нарушению герметичности уплотнения и их разрушению. Double-acting packers of the type PD-YAG and 2PD-YAG are known, consisting of upper and lower anchoring devices, hydraulic cylinders, sealing elements, clamps, shear elements and ram holders. (Packers, anchors, column disconnectors, tools and accessories for them, catalog, M., TSINTIKHIMNeftemash, 1984, p. 10). Dies of hydraulic anchors designed to keep the packer from moving upward, moving in the housing in the radial direction, open access to the ingress of abrasive reagents into each socket. Therefore, the inner part of the nest, which has a precisely machined surface under a tight seal, wears out quickly, which leads to a violation of the tightness of the seal and their destruction.

В пакере для срабатывания нижнего заякоривающего устройства применены три срезных винта, гидроцилиндры с точно обработанными поверхностями под уплотнительные кольца, которые в абразивной среде быстро корродируют и выходят из строя. In the packer, three shear screws, hydraulic cylinders with precisely machined surfaces for sealing rings, which quickly corrode and fail in an abrasive medium, are used to operate the lower anchor device.

Предложенный пакер имеет сложную конструкцию и позволяет проведение только одной операции за один спуск инструмента. Для повторной установки пакера в скважине необходимо произвести подъем пакера на поверхность и его зарядку. The proposed packer has a complex structure and allows only one operation per descent of the tool. To reinstall the packer in the well, it is necessary to lift the packer to the surface and charge it.

Известен пакер типа ПН-ЯМ, содержащий шток, переводник, прикрепленный к верхнему концу штока, установленный на штоке уплотнительный элемент, конус, подпружиненные плашки и башмаки (планки), гайка с фигурным пазом и палец-фиксатор (Пакеры, якоря, разъединители колонн, инструменты и принадлежности для них, каталог, М., ЦИНТИХИМНефтемаш, 1984, с. 6). Known packer type PN-NM containing a rod, a sub attached to the upper end of the rod, a sealing element mounted on the rod, a cone, spring-loaded dies and shoes (straps), a nut with a figured groove and a pin-retainer (Packers, anchors, column disconnectors, tools and accessories for them, catalog, M., TSINTIHIMNeftemash, 1984, p. 6).

Для посадки пакера колонну труб вместе с пакером сначала приподнимают, а затем поворотом вправо, с одновременным спуском, выводят палец из фигурного паза. Шток с пальцем перемещается вниз относительно якорного узла. В результате плашки раздвигаются до зацепления с обсадной колонной, уплотнительный элемент сжимается и прижимается к стенке обсадной колонны. To fit the packer, the pipe string together with the packer is first lifted, and then turning it to the right, with simultaneous descent, remove a finger from the figured groove. The rod with a finger moves downward relative to the anchor assembly. As a result, the dies are moved apart to engage the casing, the sealing element is compressed and pressed against the wall of the casing.

В предложенном устройстве герметичность затрубного пространства обеспечивается за счет осевой сжимающей нагрузки от массы колонны подъемных труб. In the proposed device, the tightness of the annulus is ensured by the axial compressive load from the mass of the column of lifting pipes.

Однако при использовании этого устройства, если при создании избыточного давления под пакером вес труб недостаточен для удержания пакера, колонна труб с пакером будут перемещаться вверх на значительное расстояние (до нескольких метров), что приведет к чрезмерному изгибу колонны труб над пакером, а устьевое оборудование будет воспринимать большую сжимающую нагрузку, направленную снизу вверх. However, when using this device, if when creating excess pressure under the packer, the weight of the pipes is insufficient to hold the packer, the pipe string with the packer will move up a considerable distance (up to several meters), which will lead to excessive bending of the pipe string above the packer, and the wellhead equipment will to perceive a large compressive load directed from the bottom up.

При использовании этого пакера для предотвращения перемещения колонны со скважинным оборудованием вверх может быть использован якорь типа ЯГ (Пакеры, якоря, разъединители колонн, каталог, ЦИНТИХИМНефтемаш, 1984, с. 17). Якорь состоит из заякоривающего устройства и гидроцилиндра. When using this packer, an anchor of the YAG type can be used to prevent the column with downhole equipment from moving upward (Packers, anchors, column disconnectors, catalog, CINTIHIMNeftemash, 1984, p. 17). An anchor consists of an anchor device and a hydraulic cylinder.

Якорь устанавливают над пакером. После пакеровки скважины и создания избыточного давления внутри колонны труб жидкость воздействует на поршень и после среза винтов перемещает плашки с плашкодержателем вверх. Плашки, натягиваясь на конус, раздвигаются радиально и заякориваются за эксплуатационную колонну. An anchor is installed over the packer. After packing the well and creating excessive pressure inside the pipe string, the fluid acts on the piston and, after cutting the screws, moves the rams with the ram holder up. Dies, stretching on a cone, move apart radially and anchor behind the production casing.

Однако гидроцилиндр с точно обработанными поверхностями под уплотнительные кольца может подвергаться коррозии и выходить из строя. Поэтому этот якорь не может быть использован для длительной эксплуатации. Кроме того, конструктивно удерживающее усилие этого якоря зависит не только от величины создаваемого внутритрубного давления, но и от площади поперечного сечения гидроцилиндра, которое имеет небольшую площадь. Этот якорь рассчитан на небольшой перепад давления (21 МПа) и не удерживает колонну труб от перемещения вверх с большим перепадом давления на пакер. However, a hydraulic cylinder with precisely machined sealing ring surfaces can corrode and fail. Therefore, this anchor cannot be used for long-term operation. In addition, the structurally holding force of this armature depends not only on the magnitude of the generated in-pipe pressure, but also on the cross-sectional area of the hydraulic cylinder, which has a small area. This anchor is designed for a small pressure drop (21 MPa) and does not prevent the pipe string from moving upward with a large pressure drop across the packer.

По вышеуказанным причинам практическое применение предложенного оборудования ограничено. For the above reasons, the practical application of the proposed equipment is limited.

Цель изобретения - повышение надежности работы пакера. The purpose of the invention is to increase the reliability of the packer.

Указанная цель достигается тем, что в пакере, содержащем шток с пазом, переводник, прикрепленный к верхнему концу штока, установленный на штоке уплотнительный элемент, размещенные над уплотнительным элементом конус, верхний корпус с подпружиненными верхними плашками, размещенные под уплотнительным элементом конус, фиксатор, нижний корпус с подпружиненными планками и нижними плашками, над уплотнительным элементом размещен кожух, конус выполнен разрезным с возможностью радиального раскрытия и с внутренней радиальной выборкой, верхний корпус имеет внутренний выступ, а часть штока, размещенная внутри верхних плашек и конуса разрезного, выполнена с верхним и нижним радиальными выступами, взаимодействующими соответственно с верхними плашками и конусом разрезным, верхний корпус прижат к торцу переводника пружиной, размещенной между внутренним выступом верхнего корпуса и верхним радиальным выступом штока с возможностью осевого перемещения вниз по отношению к штоку, при этом нижний радиальный выступ штока размещен внутри радиальной выборки конуса разрезного, концевая часть которого размещена между радиальными выступами штока, находится в зацеплении с ними и имеет возможность взаимодействия с верхними плашками при перемещении штока. При этом расстояние деформации пружины H₁ внутри верхнего корпуса - не менее расстояния перемещения H₂ верхних плашек до зацепления со стенками скважины, а зазор h₁ между взаимодействующими торцами нижнего радиального выступа штока и внутренней радиальной выборкой конуса разрезного - не более зазора h₂ между взаимодействующими торцами верхнего радиального выступа штока и концевой частью конуса разрезного (т.е. H₁ ≥ H₂, h₁ ≤ h₂).This goal is achieved by the fact that in a packer containing a rod with a groove, an adapter attached to the upper end of the rod, a sealing element mounted on the rod, a cone placed above the sealing element, an upper case with spring-loaded upper dies placed under the sealing element, a cone, a retainer, a lower case with spring-loaded strips and lower dies, a casing is placed above the sealing element, the cone is made split with the possibility of radial opening and with an internal radial selection, the upper the housing has an internal protrusion, and a part of the rod located inside the upper dies and the split cone is made with upper and lower radial protrusions interacting with the upper dies and the split cone, the upper case is pressed against the end of the sub by a spring located between the inner protrusion of the upper case and the upper radial protrusion of the rod with the possibility of axial movement downward with respect to the rod, while the lower radial protrusion of the rod is placed inside the radial sample of the cone of the split, end part be arranged between which radial projections rod is in engagement therewith and has the ability to interact with the upper rams when the rod. In this case, the spring deformation distance H ₁ inside the upper body is not less than the displacement distance H _{2 of the} upper dies before engagement with the walls of the well, and the gap h ₁ between the interacting ends of the lower radial protrusion of the rod and the inner radial sample of the split cone is not more than the gap h ₂ between the interacting the ends of the upper radial protrusion of the rod and the end part of the split cone (i.e., H ₁ ≥ H ₂ , h ₁ ≤ h ₂ ).

Существенным отличием заявленного решения от известных является то, что над уплотнительным элементом размещен кожух, конус выполнен разрезным с возможностью радиального раскрытия и с внутренней радиальной выборкой, верхний корпус имеет внутренний выступ, а часть штока, размещенная внутри верхних плашек и конуса разрезного, выполнена с верхним и нижним радиальными выступами, взаимодействующими соответственно с верхними плашками и конусом разрезным, верхний корпус прижат к торцу переводника пружиной, размещенной между внутренним выступом верхнего корпуса и верхним радиальным выступом штока с возможностью осевого перемещения вниз по отношению к штоку, при этом нижний радиальный выступ штока размещен внутри радиальной выборки конуса разрезного, концевая часть которого размещена между радиальными выступами штока, находится в зацеплении с ними и имеет возможность взаимодействия с верхними плашками при перемещении штока. Расстояние деформации пружины внутри верхнего корпуса - не менее расстояния перемещения верхних плашек до зацепления со стенками скважины, т. е. H₁ ≥ H₂, а зазор между взаимодействующими торцами нижнего радиального выступа штока и внутренней радиальной выборкой конуса разрезного - не более зазора между взаимодействующими торцами верхнего радиального выступа штока и концевой частью конуса разрезного, т.е. h₁ ≤ h₂.A significant difference between the claimed solutions and the known ones is that a casing is placed above the sealing element, the cone is made split with the possibility of radial opening and with internal radial selection, the upper case has an internal protrusion, and a part of the rod located inside the upper dies and the split cone is made with the upper and lower radial protrusions, interacting respectively with the upper dies and the split cone, the upper case is pressed against the end of the sub by a spring placed between the inner protrusion the upper housing and the upper radial protrusion of the rod with the possibility of axial movement downward relative to the rod, while the lower radial protrusion of the rod is placed inside the radial sampling of the split cone, the end part of which is located between the radial protrusions of the rod, is engaged with them and has the ability to interact with top dies when moving the rod. The distance of deformation of the spring inside the upper body is not less than the distance of movement of the upper rams before engagement with the walls of the well, i.e., H ₁ ≥ H ₂ , and the gap between the interacting ends of the lower radial protrusion of the rod and the inner radial sampling of the split cone is no more than the gap between the interacting the ends of the upper radial protrusion of the rod and the end part of the split cone, i.e. h ₁ ≤ h ₂ .

На фиг. 1 изображен пакер в исходном положении; на фиг. 2 - пакер после пакеровки скважины и зацепления нижних и верхних плашек за стенки колонны труб. In FIG. 1 shows the packer in the initial position; in FIG. 2 - packer after packing the well and engaging the lower and upper dies for the walls of the pipe string.

Пакер содержит жестко соединенные друг с другом штоки 1 и 2, прикрепленный к верхнему концу штока 1 переводник 3, установленный на штоке уплотнительный элемент 4. Над уплотнительным элементом размещены конус 5, верхний корпус 6, внутри которого установлены верхние плашки 7, подпружиненные пружиной 8. Под уплотнительным элементом размещены конус 9, нижний корпус 10, установленные в нижнем корпусе нижние плашки 11, подпружиненные пружиной 12, планки 13, подпружиненные пружиной 14. В нижнем корпусе 10 установлен фиксатор 15, концевая часть которого находится в пазе 16 штока 2. The packer contains rods 1 and 2 rigidly connected to each other, an adapter 3 attached to the upper end of the rod 1, a sealing element 4 mounted on the rod. A cone 5, an upper case 6, inside which are installed the upper dies 7, spring-loaded with a spring 8, are mounted on the rod. Under the sealing element there is a cone 9, a lower case 10, lower dies 11 installed in the lower case, spring-loaded by a spring 12, straps 13, spring-loaded by a spring 14. A latch 15 is installed in the lower case 10, the end part of which is located tsya rod 16 in the recess 2.

Над уплотнительным элементом размещен кожух 17, конус 5 выполнен разрезным с возможностью радиального раскрытия и с внутренней радиальной выборкой 18. Верхний корпус 6 имеет внутренний выступ 19. A casing 17 is placed above the sealing element, the cone 5 is made split with the possibility of radial opening and with an internal radial selection 18. The upper housing 6 has an internal protrusion 19.

Часть штока 1, размещенная внутри верхних плашек 7 и конуса разрезного 5, выполнена с верхним 20 и нижним 21 радиальными выступами, взаимодействующими соответственно с верхними плашками 7 и конусом разрезным 5. Верхний корпус 6 прижат к торцу переводника 3 пружиной 8, размещенной между внутренним выступом 19 верхнего корпуса 6 и верхним радиальным выступом 20 штока 1 с возможностью осевого перемещения вниз по отношению к штоку. Нижний радиальный выступ 21 штока размещен внутри радиальной выборки 18 конуса разрезного 5. Концевая часть конуса разрезного 5 размещена между радиальными выступами 20 и 21 штока 1 и находится в зацеплении с ними и имеет возможность взаимодействия с верхними плашками 7 при перемещении штока. Part of the rod 1, located inside the upper dies 7 and the split cone 5, is made with the upper 20 and lower 21 radial protrusions interacting with the upper dies 7 and the split cone, respectively 5. The upper housing 6 is pressed against the end of the sub 3 by a spring 8 located between the inner protrusion 19 of the upper housing 6 and the upper radial protrusion 20 of the rod 1 with the possibility of axial movement downward with respect to the rod. The lower radial protrusion 21 of the rod is located inside the radial sample 18 of the cone of the split 5. The end part of the cone of the split 5 is located between the radial protrusions 20 and 21 of the rod 1 and is engaged with them and has the ability to interact with the upper dies 7 when moving the rod.

Расстояние деформации H₁ пружины 8 внутри верхнего корпуса 6 - не менее расстояния перемещения H₂ верхних плашек 7 до зацепления со стенками скважины, т.е. H₁ ≥ H₂. Зазор h₁ между взаимодействующими торцами нижнего радиального выступа 21 штока и внутренней радиальной выборкой конуса разрезного 5 - не более зазора h₂ между взаимодействующими торцами верхнего радиального выступа 20 штока и концевой частью конуса разрезного 5, т.е. h₁ ≤ h₂.The deformation distance H _{1 of the} spring 8 inside the upper body 6 is not less than the displacement distance H _{2 of the} upper dies 7 until it engages with the walls of the well, i.e. H ₁ ≥ H ₂ . The gap h ₁ between the interacting ends of the lower radial protrusion 21 of the rod and the inner radial selection of the cone of the split 5 - no more than the gap h ₂ between the interacting ends of the upper radial protrusion of the rod 20 and the end part of the cone of the split 5, i.e. h ₁ ≤ h ₂ .

Конус разрезной 5 через скошенное внутрь коническое кольцо 22 подпружинен пружинами 23 и в исходном положении сложен вовнутрь, как показано на фиг. 1. The split cone 5, through the tapered ring 22, beveled inwardly, is spring-loaded with springs 23 and in the initial position is folded inwards, as shown in FIG. one.

Усилие сжатия пружин 23 отрегулировано втулкой 24 с таким расчетом, что раскрытие конуса разрезного 5 и перемещение внутри него радиальных выступов 21 и 20 вниз осуществляется только после создания сжимающей нагрузки на пакер и герметизации скважины уплотнительным элементом 4. The compression force of the springs 23 is adjusted by the sleeve 24 so that the opening of the cone of the split 5 and the movement of the radial protrusions 21 and 20 inside it is carried out only after creating a compressive load on the packer and sealing the well with a sealing element 4.

В исходном положении верхние плашки 7 через скошенное внутрь коническое кольцо 25 прижаты к верхнему выступу 20 штока. In the initial position, the upper dies 7 through the tapered inward conical ring 25 are pressed against the upper protrusion 20 of the rod.

Перед спуском пакера в скважину фиксатор 15 устанавливают в укороченной части паза 16, как показано на фиг. 1. Before the packer is lowered into the well, the latch 15 is installed in the shortened part of the groove 16, as shown in FIG. one.

В процессе спуска в скважину планки 13 прижаты к стенкам скважины (обсадной колонны). During the descent into the well, the strips 13 are pressed against the walls of the well (casing).

Для установки пакера в скважине колонну труб с пакером приподнимают, а затем поворотом вправо с одновременным перемещением труб вниз фиксатор 15 вводят в длинную часть паза 16 и инструмент разгружают. Штоки 1 и 2 вместе с разрезным конусом 5, верхними плашками 7 и корпусом 6 перемещаются вниз относительно нижнего корпуса 10 и плашек 11. В результате конус 9 соприкасается с нижними плашками 11 и, сжимая пружину 12, переместит их в радиальном направлении до зацепления со стенками скважины. Уплотнительный элемент 4 под действием сжимающей нагрузки, увеличиваясь до диаметра скважины, герметизирует подпакерную зону. To install the packer in the well, the pipe string with the packer is lifted, and then by turning to the right while moving the pipes down, the latch 15 is inserted into the long part of the groove 16 and the tool is unloaded. The rods 1 and 2 together with a split cone 5, the upper dies 7 and the housing 6 are moved down relative to the lower housing 10 and the dies 11. As a result, the cone 9 is in contact with the lower dies 11 and, compressing the spring 12, will move them radially until it engages with the walls wells. The sealing element 4 under the action of a compressive load, increasing to the diameter of the well, seals the under-packer zone.

При дальнейшем увеличении сжимающей нагрузки на пакер нижний радиальный выступ 21 взаимодействует коническим торцем с радиальной внутренней выборкой 18 конуса разрезного 5. Одновременно или с опозданием верхний радиальный выступ 20, взаимодействуя коническим торцем с концевой частью конуса разрезного 5 (т.к. h₁ ≤ h₂), перемещает вниз скошенное внутрь коническое кольцо 22, сжимая пружины 23. При этом раскрывается конус разрезной 5 в радиальном направлении. После полного раскрытия конуса разрезного нижний радиальный выступ 21 перемещается внутрь хвостовой части конуса разрезного. Одновременно или с опозданием верхний радиальный выступ 20 перемещается внутрь концевой части конуса разрезного. При этом верхние плашки 7 вместе со штоком перемещаются вниз и, взаимодействуя с раскрытым конусом разрезным 5, перемещая вверх скошенное внутрь коническое кольцо 25 и сжимая пружину 8, раскрываются в радиальном направлении и зацепляются за стенки скважины (обсадной колонны), как показано на фиг. 2.With a further increase in the compressive load on the packer, the lower radial protrusion 21 interacts with the conical end face with the radial inner selection 18 of the split cone 5. Simultaneously or with a delay, the upper radial protrusion 20 interacts with the conical end with the end part of the split cone 5 (since h ₁ ≤ h ₂ ), moves downwardly tapered conical ring 22, compressing the springs 23. In this case, the cone of the split 5 is opened in the radial direction. After the cone of the split is fully opened, the lower radial protrusion 21 moves inside the tail of the split cone. At the same time or late, the upper radial protrusion 20 moves into the end of the split cone. At the same time, the upper dies 7 together with the rod move downward and interacting with the open cone split 5, moving upward the beveled ring 25 and compressing the spring 8, open in the radial direction and engage on the walls of the well (casing), as shown in FIG. 2.

В предложенном пакере размещение нижнего радиального выступа 21 под конусом разрезным 5, обеспечивающим взаимодействие с торцем внутренней радиальной выборки 18 непосредственно у торца кожуха 17, и выполнение условия, когда h₁ ≤ h₂, исключает опрокидывание конуса разрезного 5 при их раскрытии и, вследствие этого, их заедание с внутренним выступом кожуха 17.In the proposed packer, the placement of the lower radial protrusion 21 under the cone split 5, providing interaction with the end face of the inner radial sample 18 directly at the end face of the casing 17, and the fulfillment of the condition when h ₁ ≤ h ₂ eliminates the tipping of the cone split 5 when they open and, therefore , their seizure with the inner protrusion of the casing 17.

После создания избыточного давления под пакером, например для закачки в пласт различных реагентов под высоким давлением или гидравлического разрыва пласта, под действием перепада давления, передаваемого снизу вверх по площади

скважины, пакер стремится перемещаться вверх (см. фиг. 2). При этом усилие, действующее снизу вверх по площади

, воспринимают через верхние плашки 7 стенки скважины (обсадной колонны), а усилие, действующее по площади

, воспринимает колонна труб, на которой спускался пакер. Чем больше перепад давления, передаваемый на пакер, тем больше конус разрезной 5 стремится внедриться внутрь верхних плашек 7, обеспечивая жесткое зацепление их со стенками обсадной колонны.After creating excess pressure under the packer, for example, for injecting various reagents under high pressure into the formation or hydraulic fracturing, under the influence of a pressure drop transmitted from bottom to top over the area

wells, the packer tends to move up (see Fig. 2). In this case, the force acting from bottom to top over the area

perceive through the upper dies 7 of the wall of the well (casing), and the force acting on the area

, perceives a pipe string on which the packer descended. The greater the pressure drop transmitted to the packer, the more the split cone 5 tends to penetrate inside the upper dies 7, providing a tight engagement with the walls of the casing.

Для удержания штока пакера от перемещения вверх относительно корпусных деталей и преждевременной распакеровки скважины необходимо, чтобы усилие Q от веса колонны труб, передаваемое вниз, было не менее усилия, действующего вверх от перепада давления ΔP, передаваемого по площади

штока 1, т.е.

Для распакеровки скважины и перевода пакера в транспортное положение избыточное давление из подпакерного пространства снимают. Затем натяжением колонны труб снимают сжимающую нагрузку с пакера. В результате переводник 3 вместе со штоком перемещается вверх относительно верхнего корпуса 6 и верхних плашек 7. При этом верхний радиальный выступ 20, взаимодействуя торцем со скошенным внутрь коническим кольцом 25, сжимая пружину 8, перемещает его вверх. Как только нижний радиальный выступ 21 переместится до уровня внутренней радиальной выборки 18, конус разрезной 5 под действием усилия пружин 23, действующего через скошенное внутрь кольцо 22, складывается вовнутрь и зацепляется с нижним выступом 21. Верхние плашки 7 освобождаются от зацепления с обсадной колонной. Затем верхний корпус 6 вместе с верхними плашками 7 перемещается вверх до упора с торцем переводника 3. Верхние плашки 7, взаимодействуя хвостовой частью со скошенным внутрь коническим кольцом 25, под действием усилия пружины 8 перемещаются вовнутрь в прежнее положение. Уплотнительный элемент 4 принимает первоначальное положение, нижние плашки 11 складываются вовнутрь, фиксатор 15 возвращается в укороченную часть паза 16, как показано на фиг. 1.To keep the packer rod from moving upward relative to the body parts and premature unpacking of the well, it is necessary that the force Q from the weight of the pipe string transmitted downward is not less than the force acting upward from the pressure drop ΔP transmitted over the area

rod 1, i.e.

To unpack the well and transfer the packer to the transport position, the excess pressure is removed from the sub-packer space. Then, by tensioning the pipe string, the compressive load is removed from the packer. As a result, the sub 3 together with the rod moves upward relative to the upper housing 6 and the upper dice 7. In this case, the upper radial protrusion 20, interacting with the end face with a tapered ring 25 which is beveled inward, compressing the spring 8, moves it upward. As soon as the lower radial protrusion 21 moves to the level of the inner radial sampling 18, the split cone 5 under the action of the springs 23 acting through the inwardly beveled ring 22 is folded inward and engages with the lower protrusion 21. The upper dies 7 are released from engagement with the casing. Then the upper housing 6 together with the upper dies 7 moves up to the stop with the end face of the sub 3. The upper dies 7, interacting with the tail part with the tapered ring 25 tapered inward, under the action of the force of the spring 8 are moved inward to the previous position. The sealing element 4 takes its initial position, the lower dies 11 are folded inward, the latch 15 returns to the shortened part of the groove 16, as shown in FIG. 1.

Таким образом, в процессе распакеровки скважины, при таком конструктивном исполнении и выполнении условия, когда H₁ ≥ H₂, происходит сначала складывание конуса разрезного 5 вовнутрь для транспортного положения, а затем освобождение верхних плашек 7 от зацепления с обсадной колонной. В результате обеспечивается беспрепятственная распакеровка скважины.Thus, in the process of unpacking the well, with such a design and fulfilling the condition when H ₁ ≥ H ₂ , the cutting cone 5 is first folded inward for the transport position, and then the upper dies 7 are released from engagement with the casing. The result is unhindered unpacking of the well.

При необходимости повторной установки пакера операция повторяется в вышеуказанной последовательности. If you need to reinstall the packer, the operation is repeated in the above sequence.

Пример. Пакер планируется установить на глубине 1500 м в обсаженной нагнетательной скважине с наружным диаметром колонны 146 мм, толщиной стенки 7 мм. Диаметр насосно-компрессорных труб (НКТ) 73 мм с толщиной стенки 5,5 мм (вес 1 погонного метра НКТ ⌀ 73, равен 9,16 кг). Диаметр штока (1) пакера d = 60 мм (см. фиг. 2). Example. The packer is planned to be installed at a depth of 1500 m in a cased-hole injection well with an outer diameter of the column of 146 mm and a wall thickness of 7 mm. The diameter of tubing (tubing) 73 mm with a wall thickness of 5.5 mm (weight of 1 linear meter tubing ⌀ 73, equal to 9.16 kg). The diameter of the rod (1) of the packer d = 60 mm (see Fig. 2).

Перепад давления под пакером, действующего снизу вверх ΔP = 200 кг/см².The pressure drop under the packer, acting from the bottom up ΔP = 200 kg / cm ² .

Пакеровка осуществляется с полной разгрузкой НКТ общим весом Q = 9,16 • 1500 = 13740 кг. Packing is carried out with full unloading of tubing with a total weight of Q = 9.16 • 1500 = 13740 kg.

Если потеря веса НКТ за счет трения о стенки обсадной колонны и кривизны скважины будет 25% от общей сжимающей нагрузки, тогда фактическая сжимающая нагрузка на пакер, направленная сверху вниз, составит Q_ф = 13740• 0,75 = 10786 кг.If the weight loss of the tubing due to friction against the casing wall and the well curvature is 25% of the total compressive load, then the actual compressive load on the packer, directed from top to bottom, will be Q _f = 13740 • 0.75 = 10786 kg.

В процессе эксплуатации скважины величина усилия на пакер, действующая снизу вверх по площади

воспринимаемая через верхние плашки 7 стенкой обсадной колонны, составит

Величина усилия, действующая снизу вверх по площади

штока (1), воспринимаемой НКТ, составит

Так как 10786 кг > 5652 кг, перемещение штока пакера вверх и преждевременная распакеровка скважины исключаются и пакер удовлетворяет условиям эксплуатации.During the operation of the well, the amount of force on the packer, acting from bottom to top over the area

perceived through the upper dies 7 by the casing wall, will be

The amount of force acting from bottom to top over the area

rod (1) perceived tubing will be

Since 10786 kg> 5652 kg, upward movement of the packer rod and premature unpacking of the well are eliminated and the packer satisfies the operating conditions.

Экономический эффект от применения предложенного пакера достигается за счет повышения надежности его работы в скважине. The economic effect of the application of the proposed packer is achieved by increasing the reliability of its work in the well.

Claims

1. A packer containing a rod with a groove, an adapter attached to the upper end of the rod, a sealing element mounted on the rod, a cone located above the sealing element, an upper case with spring-loaded upper dies, a cone located under the sealing element, a retainer, a lower case with spring-loaded strips and lower dies, characterized in that a casing is placed above the sealing element, the cone is made split with the possibility of radial opening and with an internal radial selection, the upper case has an inside the upper protrusion, and the part of the rod located inside the upper dies and the split cone, is made with the upper and lower radial protrusions interacting with the upper dies and the split cone, the upper case is pressed against the end of the sub by a spring located between the inner protrusion of the upper case and the upper radial protrusion rod with the possibility of axial movement downward with respect to the rod, while the lower radial protrusion of the rod is placed inside the radial selection of the split cone, the end part of which is meschena between radial projections rod is in engagement therewith and has the ability to interact with the upper rams when the rod.

2. The packer according to claim 1, characterized in that the distance of the spring deformation inside the upper body is not less than the distance of movement of the upper rams before engagement with the walls of the well, and the gap between the interacting ends of the lower radial protrusion of the rod and the inner radial selection of the split cone is no more than the gap between the interacting the ends of the upper radial protrusion of the rod and the end part of the split cone.