RU122431U1

RU122431U1 - Groove on the trunk of the mechanical packer

Info

Publication number: RU122431U1
Application number: RU2012129098/03U
Authority: RU
Inventors: Марат Хуснуллович Аминев
Original assignee: Общество с ограниченной ответственностью Научно-производственная фирма "Пакер"
Priority date: 2012-07-10
Filing date: 2012-07-10
Publication date: 2012-11-27

Abstract

Механический пакер, включающий в себя ствол с фигурным пазом, установленные на стволе уплотнительные элементы, якорный узел, конус, отличающийся тем, что на наружной поверхности ствола выполнен «Р»-образный паз, в самой верхней точке напоминающий букву «Л», стороны которой расходятся на два паза А и Б и замыкаются в нижней части с образованием замкнутого выступа В на стволе, причем правый паз А короче по протяженности, чем левый паз Б, в нижней части пазы А и Б связаны наклонным пазом Г.A mechanical packer, which includes a wellbore with a shaped groove, sealing elements installed on the wellbore, an anchor unit, a cone, characterized in that an "P" -shaped groove is made on the outer surface of the wellbore, at the highest point resembling the letter "L", the sides of which diverge into two grooves A and B and close in the lower part with the formation of a closed protrusion B on the barrel, and the right groove A is shorter in length than the left groove B, in the lower part, grooves A and B are connected by an inclined groove D.

Description

Полезная модель относится к оборудованию для нефтегазодобывающей промышленности и используется в устройствах, герметично разобщающих интервалы обсадной колонны (пакерах) в нефтяных, газовых, газоконденсатных и нагнетательных скважинах.The utility model relates to equipment for the oil and gas industry and is used in devices hermetically separating casing intervals (packers) in oil, gas, gas condensate and injection wells.

Известны пакеры PAD-1 и MAD-1. Пакер PAD-1 производства компании «Везерфорд» является съемным эксплуатационным пакером, управляемым подъемом колонны труб, с одним якорем. Применяется в неглубоких скважинах с низким давлением, нагнетательных скважинах, при обработке пласта, испытании колонн и других технологических операциях, связанных с воздействием давления на забой. Особенности известного пакера заключаются в том, что он имеет узел аварийного снятия вращением вправо, один пакерующий элемент, J-механизм (каталог продукции, Weatherford, 2005, стр.60; Интернет-ссылка PAD-1 and PAD-1L Tension Packers: http://www.weatherforddirect.com/groups/public/documents/weatherforddirect/wft_direct_pad1.pdf)Known packers PAD-1 and MAD-1. Weatherford PAD-1 Packer is a removable production packer controlled by a single pipe anchor. It is used in shallow wells with low pressure, injection wells, in the treatment of the formation, testing of the columns and other technological operations associated with the impact of pressure on the bottom. The features of the well-known packer are that it has an emergency removal unit rotating to the right, one packer element, J-mechanism (product catalog, Weatherford, 2005, p. 60; Internet link PAD-1 and PAD-1L Tension Packers: http: //www.weatherforddirect.com/groups/public/documents/weatherforddirect/wft_direct_pad1.pdf)

Недостатками известного устройства являются невозможность его применения в скважинах с наклонно-направленной траекторией ствола и на больших глубинах, несовершенство формы паза (J-образный), из-за которого возможна не полная фиксация запакерованного состояния и как следствие - разгерметизация межтрубного пространства, а также тот факт, что узел аварийного снятия работает от вращения вправо. В случае установки данного пакера на больших глубинах в наклонно-направленных и искривленных скважинах аварийное снятие вращением колонны будет затруднено из-за закручивания колонны труб в виде спирали и сильного трения колонны труб о стенки эксплуатационной колонны, что может повлиять на передачу крутящего момента от устья, где производят вращение, на устройство аварийного снятия.The disadvantages of the known device are the impossibility of its use in wells with an inclined directional trajectory of the wellbore and at great depths, imperfections in the shape of the groove (J-shaped), due to which incomplete fixation of the sealed state is possible and, as a result, the annular leakage, as well as the fact that the emergency removal unit operates from rotation to the right. If this packer is installed at great depths in directional and deviated wells, emergency removal by rotation of the string will be difficult due to the twisting of the pipe string in the form of a spiral and strong friction of the pipe string against the walls of the production string, which can affect the transmission of torque from the wellhead, where the rotation is made, to the emergency removal device.

Извлекаемый натяжной пакер MAD-1 (каталог продукции №6 «Пакеры и оборудование для заканчивания скважин» ООО «СМИТ ИНТЕРНЕШНЛ СИ-АЙ-ЭС», 2009, стр.9) применяют в случаях, когда установка механических пакеров, устанавливаемых разгрузкой колонны, невозможна. Пакер MAD-1 подходит для использования в неглубоких нагнетательных скважинах, где предпочтительно устанавливать рабочую колонну под натяжкой. Конструктивные особенности пакера MAD-1: неразъемный уплотнительный элемент, усиленные подвесные плашки с фрикционными колодками, полнопроходной шпиндель с большим внутренним диаметром, система разъединения с трехкратным резервированием для оптимальной извлекаемости. Установка: четверть оборота влево освобождает подвесные плашки, а прямая натяжка устанавливает плашки и уплотнительный элемент. Извлечение: необходимо повернуть колонну насосно-компрессорных труб на четверть оборота вправо с одновременной разгрузкой и активировать замковый механизм с J-образным пазом. После этого пакер может быть извлечен или переустановлен. Резервная регулируемая система со срезными шпильками дает возможность извлечь пакер при определенной силе натяжения. Третий метод разъединения обеспечивает возможность извлечения эксплуатационной колонны, если пакер не может быть извлечен другими методами, для этого на верхнем переводнике предусмотрена крупная левая резьба.Removable tension packer MAD-1 (product catalog No. 6 "Packers and equipment for completion of wells" LLC "SMITH INTERNATIONAL SI-ES", 2009, p. 9) is used in cases where installation of mechanical packers installed by unloading the column is impossible . The MAD-1 packer is suitable for use in shallow injection wells, where it is preferable to install a work string under tension. Design features of the MAD-1 packer: one-piece sealing element, reinforced hanging dies with friction pads, full bore spindle with large inner diameter, triple redundancy disconnection system for optimal retrievability. Installation: a quarter of a turn to the left releases the hanging dies, and a direct stretch sets the dies and the sealing element. Removal: it is necessary to turn the tubing string a quarter of a turn to the right with unloading and activate the locking mechanism with a J-shaped groove. After that, the packer can be removed or reinstalled. Redundant adjustable system with shear pins makes it possible to remove the packer at a certain tension force. The third method of separation provides the possibility of extracting the production casing if the packer cannot be removed by other methods, for this a large left thread is provided on the upper sub.

Недостатками пакера MAD-1 являются невозможность его применения в скважинах с наклонно-направленной траекторией ствола (установка пакера вращением колонны труб и натяжением, извлекается известный пакер вращением), несовершенство формы паза (J-образный). Также одним из резервных методов извлечения пакера является отворот по крупной левой резьбе верхнего переводника, что не позволяет использовать его в глубоких и сильно искривленных наклонно-направленных скважинах.The disadvantages of the MAD-1 packer are the impossibility of its use in wells with an inclined directional trajectory of the trunk (installation of the packer by rotation of the pipe string and tension, a known packer is removed by rotation), imperfect shape of the groove (J-shaped). Also, one of the backup methods for extracting the packer is the laparound along the large left thread of the upper sub, which does not allow its use in deep and highly curved deviated wells.

Известен пакер (патент RU 2291947, МПК E21B 33/128, приор. 07.07.2005, опубл. 20.01.2007), состоящий из ствола с фигурным пазом на наружной поверхности с чередующимися осевыми коротким и длинным участками, опоры, уплотнительного элемента, а также установленной на стволе с возможностью осевого перемещения обоймы с направляющим штифтом. Направляющий штифт размещен в вышеупомянутом фигурном пазе ствола. Обойма по окружности снабжена пружинными центраторами. Осевые короткий и длинный участки фигурного паза соединены между собой замкнутым фигурным участком так, что при осевом возвратно-поступательном перемещении обоймы относительно ствола направляющий штифт будет расположен то в осевом коротком участке - транспортное положение, то в осевом длинном участке фигурного паза - рабочее положение. Ствол выше обоймы и ниже опоры оснащен соответственно верхними длиной L1 и нижними длиной L2 радиальными каналами, а по наружной поверхности - кольцевой выборкой длиной L3, выполненной в районе нижних радиальных каналов, и превосходя верхние и нижние радиальные каналы по осевой длине (L3>L1; L3>L2). Уплотнительный элемент распложен на наружной поверхности ствола и зафиксирован снизу опорой, а сверху - обоймой, выполненной с возможностью осевого перемещения относительно ствола в пределах его кольцевой выборки. Сверху со стволом соединен груз, а снизу ствол заглушен и оборудован дополнительным грузом. Ствол на наружной поверхности выше верхних радиальных каналов снабжен центраторами с диаметром D₁, описываемой вокруг них окружности, большим диаметра D₂ уплотнительного элемента в транспортном положении. Фигурный паз между коротким и длинным участками в нижней части оснащен выборкой вверх, в которой размещен направляющий штифт при спуске пакера вниз.Known packer (patent RU 2291947, IPC E21B 33/128, prior. 07.07.2005, publ. 20.01.2007), consisting of a barrel with a figured groove on the outer surface with alternating axial short and long sections, bearings, sealing element, and mounted on the barrel with the possibility of axial movement of the cage with a guide pin. The guide pin is located in the aforementioned shaped groove of the barrel. The cage is equipped with spring centralizers around the circumference. The axial short and long sections of the figured groove are interconnected by a closed figured section so that with axial reciprocating movement of the cage relative to the barrel, the guide pin will be located either in the axial short section - transport position, then in the axial long section of the figured groove - working position. The barrel above the cage and below the support is equipped with radial channels upper length L1 and lower length L2, respectively, and on the outer surface, an annular sample of length L3, made in the region of the lower radial channels, and surpassing the upper and lower radial channels in axial length (L3>L1;L3> L2). The sealing element is located on the outer surface of the barrel and is fixed from below by a support, and from above by a clip made with the possibility of axial movement relative to the barrel within its annular selection. A load is connected to the top with the barrel, and the bottom is muffled and equipped with additional cargo. The barrel on the outer surface above the upper radial channels is equipped with centralizers with a diameter D ₁ described around them by a circle larger than the diameter D _{2 of the} sealing element in the transport position. The figured groove between the short and long sections in the lower part is equipped with an upward sampling, in which a guide pin is placed when the packer is lowered down.

Недостатком известного пакера является то, что сложность конфигурации паза в месте выполнения выборки 17 замкнутого участка 10 может привести к ненадежности осуществления процесса пакеровки и распакеровки.A disadvantage of the known packer is that the complexity of the groove configuration at the sampling location 17 of the closed section 10 can lead to unreliability of the process of packing and unpacking.

Известен пакер (патент RU 2039205 C1, МПК Е21В 33/12, приор. 10.11.1992, опубл. 09.07.1995), выбранный в качестве прототипа, содержащий шток с пазом на наружной поверхности, включающим укороченный и удлиненный пазы, связанные наклонным пазом, и замыкающую пазы часть, установленные на штоке уплотнительный элемент с конусом, подпружиненные плашки, корпус, размещенный в корпусе подпружиненный центратор и втулку с фиксатором, концевая часть которого размещена в пазу штока, отличающийся тем, что замыкающая пазы часть выполнена в виде смещенных в разные стороны относительно укороченного паза соответственно левого Е и правого Г продольных пазов, соединенных в нижней части наклонным пазом Д, при этом левый продольный паз длиннее правого и связан сверху с укороченным пазом и верхней частью наклонного паза, а правый продольный паз связан сверху с удлиненным пазом и с нижней частью наклонного паза.Known packer (patent RU 2039205 C1, IPC ЕВВ 33/12, prior. 10.11.1992, publ. 09.07.1995), selected as a prototype, containing a rod with a groove on the outer surface, including a shortened and elongated grooves connected by an inclined groove, and a locking part grooves, a sealing element with a cone mounted on the stem, spring-loaded dies, a housing placed in the housing a spring-loaded centralizer and a sleeve with a lock, the end part of which is placed in the stem groove, characterized in that the locking groove part is made in the form of displaced in different directions rel a relatively shortened groove, respectively, of the left E and right D longitudinal grooves connected in the lower part by an inclined groove D, while the left longitudinal groove is longer than the right one and is connected from above with a shortened groove and the upper part of the inclined groove, and the right longitudinal groove is connected from above with an elongated groove and with bottom of the inclined groove.

Недостатком данного пакера является выполнение фигурного паза, при котором невозможно применение пакера в неглубоких и сильно искривленных наклонно-направленных скважинах, так как для установки пакера требуется создать нагрузку на «голову» пакера разгрузкой инструмента, что в вышеперечисленных скважинах обеспечить затруднительно из-за небольшого веса колонны труб или возникновения больших сил трения между насосно-компрессорными трубами и стенкой скважины. Также известное устройство невозможно использовать в колтюбинговых технологиях.The disadvantage of this packer is the implementation of a figured groove, in which it is impossible to use the packer in shallow and highly curved directional wells, since installation of the packer requires creating a load on the “head” of the packer by unloading the tool, which is difficult to provide in the above-mentioned wells due to its light weight pipe string or the occurrence of large frictional forces between the tubing and the borehole wall. Also, the known device cannot be used in coiled tubing technologies.

Техническим результатом предполагаемой полезной модели является обеспечение надежной безотказной посадки и срыва механических пакеров, спускаемых на насосно-компрессорных, стеклопластиковых, бурильных или гибких трубах в скважины любой глубины и кривизны, за счет создания конструкции паза на стволе пакера, гарантирующего его надежную посадку и герметизацию межтрубного пространства.The technical result of the proposed utility model is to provide a reliable, trouble-free landing and disruption of mechanical packers, lowered on tubing, fiberglass, drill or flexible pipes into wells of any depth and curvature, by creating a groove design on the packer barrel, ensuring its reliable fit and sealing annular space.

Поставленный технический результат достигается тем, что паз на наружной поверхности ствола выполнен «Р»-образным, в самой верхней точке напоминающий букву «Л», стороны которой расходятся на два паза А и Б, и замыкаются в нижней части с образованием замкнутого выступа В на стволе, причем правый паз А короче по протяженности, чем левый паз Б, в нижней части пазы А и Б связаны наклонным пазом Г.The technical result is achieved by the fact that the groove on the outer surface of the barrel is made "P" -shaped, at the highest point resembling the letter "L", the sides of which diverge into two grooves A and B, and are closed in the lower part with the formation of a closed protrusion B on the trunk, and the right groove A is shorter in length than the left groove B, in the lower part the grooves A and B are connected by an inclined groove G.

Эти решения позволяют обеспечить повышение надежности работы пакера, легкую пакеровку в наклонных, горизонтальных, глубоких скважинах, применение со стеклопластиковыми, насосно-компрессорными или гибкими трубами.These solutions make it possible to increase the reliability of the packer, easy packing in deviated, horizontal, and deep wells, and use with fiberglass, tubing, or flexible pipes.

Полезная модель поясняется чертежами. На фиг. изображен паз на стволе (развертка) с различными положениями фиксатора.The utility model is illustrated by drawings. In FIG. shows a groove on the barrel (reamer) with different positions of the latch.

Фигурный паз (фиг.) выполнен на наружной поверхности ствола механического пакера (на фиг. не показан). «Р»-образный паз в самой верхней точке напоминает букву «Л», стороны которой расходятся на два паза А и Б, и замыкаются в нижней части, с образованием замкнутого выступа В на стволе. Правый паз А короче по протяженности, чем левый паз Б, в нижней части пазы А и Б связаны наклонным пазом Г. Данный паз может быть выполнен на стволе пакера в перевернутом положении.Figured groove (Fig.) Is made on the outer surface of the barrel of a mechanical packer (not shown in Fig.). The "P" -shaped groove at the highest point resembles the letter "L", the sides of which diverge into two grooves A and B, and are closed in the lower part, with the formation of a closed protrusion B on the trunk. The right groove A is shorter in length than the left groove B, in the lower part the grooves A and B are connected by an inclined groove G. This groove can be performed on the packer barrel in an inverted position.

Механический пакер работает следующим образом. В процессе спуска пакера в скважину фиксатор находится в положении I (фиг.). После спуска пакера до намеченного интервала скважины, производят манипуляцию с колонной труб, ее спускают вниз, а затем производят подъем колонны, в результате чего фиксатор перейдет в положение II. При дальнейшем натяжении колонны труб происходит пакеровка.Mechanical packer works as follows. In the process of lowering the packer into the well, the latch is in position I (Fig.). After the packer is lowered to the intended interval of the well, the pipe string is manipulated, it is lowered down, and then the column is lifted, as a result of which the latch moves to position II. With further tension of the pipe string, packing occurs.

Для перевода пакера из рабочего положения в транспортное производят следующие действия. Создают нагружающее усилие на пакер весом колонны труб, чтобы фиксатор переместился из положения II в положение I. Затем приподнимают пакер вверх, вследствие чего фиксатор из положения I перемещается в транспортное положение III. Происходит распакеровка. Пакер на колонне труб поднимают на поверхность.To transfer the packer from the working position to the transport, perform the following actions. A load is applied to the packer by the weight of the pipe string so that the latch moves from position II to position I. Then the packer is lifted upward, as a result of which the latch moves from position I to transport position III. Unpacking occurs. The packer on the pipe string is raised to the surface.

В случае возникновения необходимости перепосадки пакера на новом интервале приподнимают колонну труб, фиксатор при данных манипуляциях перемещается в положение III, далее, по достижении необходимого интервала посадки, необходимо повторить описанный в предыдущем абзаце процесс, т.е. установить механический пакер натяжением колонны труб.If it becomes necessary to repacker the packer at a new interval, the pipe string is lifted, the latch during these manipulations moves to position III, then, after reaching the necessary landing interval, it is necessary to repeat the process described in the previous paragraph, i.e. install a mechanical packer by tensioning the pipe string.

Полезная модель позволяет производить легкий, безотказный перевод из транспортного положение в рабочее и наоборот, пакера, спускаемого на гибких, насосно-компрессорных, бурильных или стеклопластиковых трубах в наклонные, горизонтальные, глубокие скважины.The utility model allows for easy, trouble-free transfer from the transport position to the working one and vice versa, of a packer launched on flexible, tubing, drill or fiberglass pipes into deviated, horizontal, deep wells.

Claims

A mechanical packer including a barrel with a figured groove, sealing elements installed on the barrel, an anchor assembly, and a cone, characterized in that a “P” -shaped groove is made on the outer surface of the barrel, resembling the letter “L” at the highest point, the sides of which diverge into two grooves A and B and close in the lower part with the formation of a closed protrusion B on the trunk, and the right groove A is shorter in length than the left groove B, in the lower part the grooves A and B are connected by an inclined groove G.