RU150381U1

RU150381U1 - BILTER PACKER BILATERAL ACTION

Info

Publication number: RU150381U1
Application number: RU2014139767/03U
Authority: RU
Inventors: Рафагат Габделвалиевич Габдуллин; Дмитрий Витальевич Страхов; Владимир Борисович Оснос; Ринат Расимович Ибатуллин
Original assignee: ООО "Нефтяник"
Priority date: 2014-09-30
Filing date: 2014-09-30
Publication date: 2015-02-20

Abstract

Пакер скважинный двухстороннего действия, содержащий эластичную манжету или набор манжет, которые установлены между верхним и нижним упорами на полом корпусе, жестко соединенном сверху с колонной труб, конус, жестко соединенный с нижним упором, при этом корпус ниже конуса оснащен на наружной поверхности фигурным пазом с коротким и длинным продольным участками, соединенными фигурным участком, на наружной поверхности корпуса ниже конуса с возможностью осевого перемещения установлена обойма со штифтом, размещенным в фигурном пазе, и соединенными подпружиненными наружу центраторами и подпружиненными вовнутрь шлипсами, выполненными с возможностью взаимодействия внутренними скосами с конусом при нахождении штифта в длинном продольном участке фигурного паза - рабочее положение, причем верхний упор с якорем изготовлен в виде опорного корпуса, выполненного с возможностью ограниченного перемещения вверх относительно полого корпуса, оснащенного кольцевым выступом, а якорь верхнего упора изготовлен сборным в виде поджатых внутрь секторов конуса, соединенных с опорным корпусом с возможностью радиального перемещения и расширения при взаимодействии с кольцевым выступом, расположенным выше, и полого стакана, выполненного поджатым пружиной с возможностью ограниченного осевого перемещения вниз относительно полого корпуса вместе с верхними шлипсами, которые при этом выполнены с возможностью взаимодействия своими внутренними скосами с секторами конуса и радиального расширения - рабочее положение, причем опорный корпус внутри снабжен сужаемым или расширяемым фиксатором, выполненным с возможностью взаимодейA double-acting borehole packer containing an elastic cuff or a set of cuffs that are installed between the upper and lower stops on a hollow body rigidly connected to the pipe string from above, a cone rigidly connected to the lower stop, and the body below the cone is equipped with a figured groove on the outer surface with a short and long longitudinal sections connected by a figured section, on the outer surface of the housing below the cone with the possibility of axial movement, a clip with a pin placed in a figured groove, and connected internal spring-loaded centralizers and internal spring-loaded slips, which are capable of interacting with the internal bevels with the cone when the pin is in the long longitudinal section of the figured groove — the working position, the upper stop with the armature being made in the form of a support body made with the possibility of limited upward movement relative to the hollow body equipped with an annular protrusion, and the anchor of the upper stop is made prefabricated in the form of cone sectors pressed inward, connected to the supporting body catfish with the possibility of radial movement and expansion when interacting with an annular protrusion located above, and a hollow cup made by a pressed spring with the possibility of limited axial movement downward relative to the hollow body together with upper slips, which are made with the possibility of interaction with their inner bevels with sectors of the cone and radial expansion - the operating position, and the supporting body inside is equipped with a tapering or expandable latch, made with the possibility of interaction

Description

Предложение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности для герметичного разобщения интервалов скважины при эксплуатации и проведении различных технологических операций.The proposal relates to the oil and gas industry, in particular for tight separation of well intervals during operation and various technological operations.

Известен «Механический пакер двухстороннего действия» (патент ПМ РФ №84447, E21B 33/12, опубл. 10.07.2009), содержащий переводник, вал, верхний и нижний якоря с подпружиненными плашками, уплотнители, верхний и нижний конусы, фиксирующее устройство в виде пальца, управляющий фигурный паз с участками транспортного, установочного и рабочего положений, при этом на валу установлена втулка с возможностью осевого перемещения вдоль вала, на которой размещены нижний конус с возможностью осевого перемещения по ней, уплотнители и неподвижно верхний конус с возможностью взаимодействия с подпружиненными плашками верхнего якоря, имеющего ограничения в осевом перемещении уступом, выполненным на валу, подпружиненного к валу пружиной, установленной между ним и переводником, расположенным над верхним якорем, и содержащего подпружиненные плашки с возможностями взаимодействия с верхним конусом и препятствия перемещению вала, а в управляющем фигурном пазу, размещенном на валу, участок транспортного положения выполнен в виде ромба со смещенными нижними и верхними углами на величину не менее половины диаметра пальца управляющего фигурного паза и образованными противоположными стенками паза, а участок рабочего положения размещен параллельно участку транспортного положения, выполнен длиннее его и может иметь горизонтальный участок с размещением его выше участка транспортного положения.The well-known "Mechanical packer of double-acting" (patent PM RF No. 844447, E21B 33/12, published July 10, 2009) containing a sub, a shaft, upper and lower anchors with spring-loaded dies, seals, upper and lower cones, a fixing device in the form finger, controlling a figured groove with portions of the transport, installation and operating positions, while a sleeve is mounted on the shaft with axial movement along the shaft, on which a lower cone with the possibility of axial movement along it, seals and a stationary upper cone with interaction with spring dies of the upper anchor, which has limitations in axial movement by a ledge made on the shaft, spring-loaded to the shaft by a spring installed between it and an adapter located above the upper armature, and containing spring-loaded dies with the possibility of interaction with the upper cone and obstacles to shaft movement, and in the control curly groove placed on the shaft, the portion of the transport position is made in the form of a rhombus with offset lower and upper angles by at least half the diameter of the finger of the control curly groove and the opposite walls of the groove formed, and the portion of the working position is parallel to the portion of the transport position, is longer than it and may have a horizontal portion with its location above the portion of the transport position.

Недостатками этого пакера являются:The disadvantages of this packer are:

- большие усилия посадки (на практике 12-16 т), связанные с необходимостью дожатая уплотнителей для герметизации внутреннего пространства скважины при уже выдвинутых в рабочее положение плашках верхнего якоря, что приводит к необходимости использования дополнительного посадочного инструмента в скважинах глубиной менее 1200-1600 м;- great landing efforts (in practice, 12-16 tons), associated with the need to squeeze seals to seal the internal space of the well with the upper anchor dies already extended to the working position, which leads to the need to use additional landing tools in wells with a depth of less than 1200-1600 m;

- сложность изготовления из-за сложной конструкции наружного фигурного паза, требующая применения дорогостоящего оборудования в специализированных предприятиях;- the complexity of manufacturing due to the complex design of the external figured groove, requiring the use of expensive equipment in specialized enterprises;

- сложность применения из-за необходимости проведения точных манипуляций при установке и снятии, что требует использования высокооплачиваемого труда специалистов, при этом возрастает вероятность ошибок при установке и снятии из-за «человеческого фактора»;- the complexity of the application due to the need for precise manipulations during installation and removal, which requires the use of highly paid work of specialists, while the likelihood of errors during installation and removal due to the "human factor" increases;

- все это в совокупности приводит к большим материальным затратам.- All this together leads to large material costs.

Наиболее близким по технической сущности является «Устройство для обработки пластов в скважине» (патент РФ №2421600, E21B 33/12, опубл. 20.06.2010), содержащее основной и дополнительный пакеры, соединенные полым стволом с радиальными каналами и разнесенные по высоте, превышающей толщину пласта, глухую перегородку, внутреннюю цилиндрическую выборку, причем основной пакер выполнен из эластичной манжеты, установленной между верхней опорой и нижней конусной опорой, и проходного корпуса, жестко соединенного при помощи верхней опоры с нижней частью ствола и оснащенного ниже нижней опоры на наружной поверхности фигурным пазом с коротким и длинным продольным участками, соединенными фигурным участком, а на проходном корпусе с возможностью осевого перемещения установлена обойма со штифтом, размещенным в фигурном пазе, и соединенными подпружиненными наружу центраторами и подпружиненными вовнутрь шлипсами, выполненными с возможностью взаимодействия внутренними скосами с конусной частью нижней опоры при нахождении штифта в длинном продольном участке фигурного паза - рабочее положение, при этом расположенный выше основного дополнительный пакер выполнен из верхнего упора с цилиндрической втулкой, нижнего упора и дополнительной эластичной манжеты, установленной на цилиндрической втулке между упорами, который телескопически установлен с возможностью осевого перемещения вниз в нижний упор, причем нижний упор жестко соединен с верхней частью ствола, а верхний упор снабжен якорем и соединен для спуска в скважину с колонной труб, отличающееся тем, что длина ствола подобрана такой длины, чтобы перекрыть с двух сторон наибольший из пластов скважины, глухая перегородка установлена в проходном корпусе основного пакера или в стволе ниже радиальных каналов, а верхний упор изготовлен сборным, состоящим из якоря, опорного корпуса с внутренней цилиндрической выборкой, взаимодействующего с дополнительной эластичной манжетой, и цилиндрическая втулка, жестко соединенная с колонной труб и вставленная в опорный корпус верхнего упора с возможностью ограниченного наружным выступом, размещенным в цилиндрической выборке, перемещения вниз, при этом якорь выполнен сборным в виде секторов конуса с внутренней выборкой, соединенные с опорным корпусом с возможностью радиального перемещения, и полый корпус, выполненный поджатым вверх с возможностью ограниченного осевого перемещения вниз относительно цилиндрической втулки, с подпружиненными вовнутрь плашками, выполненными с возможностью радиального перемещения относительно полого корпуса якоря и взаимодействия изнутри с секторами конуса, поджатыми вовнутрь, при этом на наружной поверхности цилиндрической втулки выполнены кольцевая выборка под пружинное кольцо и расположенные выше верхний и нижний кольцевые выступы с коническими фасками, верхний из которых взаимодействует с плашками, а нижний расположен во внутренних выборках секторов конуса, причем на внутренней поверхности опорного корпуса между цилиндрической выборкой и конусными секторами выполнено кольцевое сужение, которое расположено ниже кольцевой выборки цилиндрической втулки с возможностью взаимодействия с пружинным кольцом, оснащенное верхней и нижней фасками, нижняя из которых допускает проход пружинного кольца через кольцевое сужение опорного корпуса вниз только после запакеровки эластичных манжет в скважине, а верхняя - вверх перед с допустимым усилием.The closest in technical essence is the "Device for treating formations in the well" (RF patent No. 2421600, E21B 33/12, publ. 06/20/2010), containing the main and additional packers connected by a hollow barrel with radial channels and spaced in height exceeding formation thickness, blind partition, inner cylindrical selection, and the main packer is made of an elastic cuff installed between the upper support and the lower conical support, and the passage housing, rigidly connected with the upper support to the lower part of the barrel a and equipped below a lower support on the outer surface with a curly groove with short and long longitudinal sections connected by a curved section, and a clip with a pin located in the curly groove and connected to the centralizers, spring-loaded outward and slots spring-loaded inward, is mounted on the passage housing with the possibility of axial movement made with the possibility of interaction of the internal bevels with the conical part of the lower support when the pin is in the long longitudinal section of the figured groove - working position, this is located above the main additional packer made of an upper stop with a cylindrical sleeve, a lower stop and an additional elastic cuff mounted on a cylindrical sleeve between the stops, which is telescopically mounted with the possibility of axial movement down to the lower stop, and the lower stop is rigidly connected to the upper part of the barrel, and the upper stop is equipped with an anchor and is connected for descent into the well with a string of pipes, characterized in that the length of the barrel is selected such a length as to cover the largest on both sides of the strata of the well, a blind partition is installed in the main body of the packer or in the bore below the radial channels, and the upper stop is made of prefabricated, consisting of an anchor, a supporting body with an internal cylindrical selection interacting with an additional elastic cuff, and a cylindrical sleeve rigidly connected to a column of pipes and inserted into the support housing of the upper stop with the possibility of limited downward movement by an external protrusion located in a cylindrical sample, while the anchor is prefabricated in in the form of sectors of the cone with an internal sample, connected to the supporting body with the possibility of radial movement, and a hollow body made pushed up with the possibility of limited axial movement downward relative to the cylindrical sleeve, with spring-loaded dies made with the possibility of radial movement relative to the hollow body of the armature and interaction from the inside with sectors of the cone, pressed inward, while on the outer surface of the cylindrical sleeve made an annular selection under the spring to the ring and the upper and lower annular protrusions with conical chamfers located above, the upper of which interacts with the dies, and the lower one is located in the internal samples of the cone sectors, and on the inner surface of the support body between the cylindrical sample and the conical sectors there is an annular narrowing, which is located below the ring sample cylindrical sleeve with the possibility of interaction with the spring ring, equipped with upper and lower chamfers, the lower of which allows the passage of the spring ring through ltsevoe restriction backshell down only after zapakerovki elastic cuffs in the well, and the top - up to a permissible torque.

Недостатками этого устройства являются:The disadvantages of this device are:

- большие усилия посадки (на практике 12-16 т), связанные с необходимостью дожатия уплотнителей для герметизации внутреннего пространства скважины при уже выдвинутых в рабочее положение плашках верхнего якоря, что приводит к необходимости использования дополнительного посадочного инструмента в скважинах глубиной менее 1200-1600 м;- great landing efforts (in practice 12-16 tons) associated with the need to squeeze the seals to seal the internal space of the well with the upper anchor dies already extended to the working position, which leads to the need to use additional landing tools in wells with a depth of less than 1200-1600 m;

- сложность конструкции из-за наличия двух пакеров и соединяющего их полого ствола длиной, превышающей длину обработки;- design complexity due to the presence of two packers and a hollow trunk connecting them with a length exceeding the processing length;

Технической задачей предполагаемой полезной модели создать простую и технологическую конструкцию пакера верхним якорем и с относительно небольшим усилием установки и герметизации внутреннего пространства скважины.The technical task of the proposed utility model is to create a simple and technological design of the packer with the upper armature and with a relatively small effort to install and seal the internal space of the well.

Пакер скважинный двухстороннего действия, содержащий эластичную манжету или набор манжет, которые установлены между верхним и нижним упорами на полом корпусе, жестко соединенном сверху с колонной труб, конус, жестко соединенный с нижнем упором, при этом корпус ниже конуса оснащен на наружной поверхности фигурным пазом с коротким и длинным продольным участками, соединенными фигурным участком, на наружной поверхности корпуса ниже конуса с возможностью осевого перемещения установлена обойма со штифтом, размещенным в фигурном пазе, и соединенными подпружиненными наружу центраторами и подпружиненными вовнутрь шлипсами, выполненными с возможностью взаимодействия внутренними скосами с конусном при нахождении штифта в длинном продольном участке фигурного паза - рабочее положение, причем верхний упор с якорем изготовлен в виде опорного корпуса, выполненного с возможностью ограниченного перемещения вверх относительно полого корпуса, оснащенного кольцевым выступом, а якорь верхнего упора изготовлен сборным в виде поджатых внутрь секторов конуса, соединенных с опорным корпусом с возможностью радиального перемещения и расширения при взаимодействии с кольцевым выступом, расположенным выше, и полого стакана, выполненного поджатым пружиной с возможностью ограниченного осевого перемещения вниз относительно полого корпуса вместе с верхними шлипсами, которые при этом выполнены с возможностью взаимодействия своими внутренними скосами с секторами конуса и радиального расширения - рабочее положение, причем опорный корпус внутри снабжен сужаемым или расширяемым фиксатором выполненным с возможностью взаимодействия в транспортном положении соответственно с кольцевым стопором опорного корпуса сверху или полого корпуса снизу, а рабочем положении -стопором опорного корпуса снизу или полого корпуса сверху.A double-acting borehole packer containing an elastic cuff or a set of cuffs that are installed between the upper and lower stops on a hollow body rigidly connected from above to the pipe string, a cone rigidly connected to the lower stop, and the body below the cone is equipped with a figured groove on the outer surface with a short and long longitudinal sections connected by a figured section, on the outer surface of the housing below the cone with the possibility of axial movement, a clip with a pin placed in a figured groove, and connected internal spring-loaded centralizers and internal spring-loaded slips, which are capable of interacting with the internal bevels and the tapered one when the pin is in the long longitudinal section of the figured groove — the working position, the upper stop with the armature being made in the form of a support body made with the possibility of limited upward movement relative to the hollow body equipped with an annular protrusion, and the anchor of the upper stop is made prefabricated in the form of cone sectors pressed inward, connected to the support core a mustache with the possibility of radial movement and expansion when interacting with an annular protrusion located above, and a hollow cup made by a pressed spring with the possibility of limited axial movement downward relative to the hollow body together with upper slips, which are made with the possibility of interaction of their internal bevels with sectors of the cone and radial expansion - the working position, and the supporting body inside is equipped with a narrowed or expandable latch made with the possibility of interaction Corollary in the transport position, respectively, with the annular stopper support housing top or bottom of the hollow body and the working position -stoporom support housing from the bottom or top of the hollow body.

Новым является то, что на наружной поверхности полого выполнены кольцевые ограничители, между которыми установлена пружина, выполненная с возможностью поджатая вверх или вниз стакана, который выполнен с возможностью дополнительного осевого перемещения вверх относительно полого корпуса, при этом усилие пружины подобрано с возможностью предварительного поджатая скосов верхних шлипсов к секторами конуса при перемещении верхнего упора вниз со скольжением верхних шлипсов по стенкам скважины.New is the fact that on the outer surface of the hollow there are ring limiters, between which a spring is installed, made with the possibility of pressing up or down the cup, which is made with the possibility of additional axial movement upwards relative to the hollow body, while the spring force is selected with the possibility of pre-pressing the upper bevels slips to the sectors of the cone when moving the upper stop down with the sliding of the upper slips along the walls of the well.

На фиг. 1 изображена верхняя часть пакера.In FIG. 1 shows the top of the packer.

На фиг. 2 изображена нижняя часть пакера.In FIG. 2 shows the bottom of the packer.

На фиг. 3 изображен фигурный паз.In FIG. 3 shows a curly groove.

Пакер скважинный двустороннего действия содержит эластичную манжету 1 (фиг. 1 и 2) или набор манжет 1, которые установлены между верхним 2 (фиг. 1) и нижним 3 (фиг. 2) упорами на полом корпусе 4 (фиг. 1 и 2), жестко соединенном сверху с колонной труб 5 (фиг. 1), конус 6 (фиг. 2), жестко соединенный с нижним упором 3, при этом корпус 4 ниже конуса 6 оснащен на наружной поверхности фигурным пазом 7 с короткими 8 (фиг. 3) и длинными 9 продольным участками, соединенными фигурным участком 10. На наружной поверхности корпуса 4 (фиг. 2) ниже конуса 6 с возможностью осевого перемещения установлена обойма 11 со штифтом 12, размещенным в фигурном пазе 7, и поджатыми пружинами 13 наружу центраторами 14 и поджатыми пружинами 15 вовнутрь шлипсами 16, выполненными с возможностью взаимодействия внутренними скосами 17 с конусном 4 при нахождении штифта 12 в длинном продольном участке 9 фигурного паза 7 - рабочее положение. Верхний упор 2 (фиг. 1) изготовлен в виде опорного корпуса 18, выполненного с возможностью ограниченного перемещения за счет упора 19 полого корпуса 4 вверх относительно полого корпуса 4, оснащенного кольцевым выступом 20, а якорь верхнего упора 2 изготовлен сборным в виде секторов конуса 21, поджатых пружиной 22 и соединенных с опорным корпусом 18 с возможностью радиального перемещения и расширения при взаимодействии с кольцевым выступом 20, расположенным выше, и полого стакана 23, выполненного поджатым пружиной 24 с возможностью ограниченного осевого перемещения вниз относительно полого корпуса 4 вместе с поджатыми внутрь пружинами 25 верхними шлипсами 26, которые при этом выполнены с возможностью взаимодействия своими внутренними скосами 27 с секторами конуса 21 и радиального расширения - рабочее положение. На наружной поверхности полого корпуса 4 выполнены верхний 28 и нижний 29 кольцевые ограничители, между которыми установлена пружина 24, выполненная с возможностью поджатия вверх или вниз стакана 23 (например: при помощи соответствующих шайб 30 и 31), который выполнен с возможностью дополнительного осевого перемещения вверх относительно полого корпуса 4, при этом усилие пружины подобрано с возможностью предварительного поджатия скосов 27 верхних шлипсов 26 к секторами конуса 21 при перемещении верхнего упора 2 вниз со скольжением верхних шлипсов 26 по стенкам скважины (на фиг. не показана). Фигурный паз 7 (фиг. 2) может быть выполнен как и по всему периметру полого корпуса 4 (на фиг. 3 не показан) так и с одной стороны (фиг 3), причем форма фигурного участка 10 (фиг. 3) может быть любой, обеспечивающей поочередное перемещение шифта 12 из короткого участка 8 в длинный 9 и обратно при возвратно-поступательном перемещении полого корпуса 4 (фиг. 2) относительно обоймы 11 на расстояние меньшее расстоянию L (фиг. 3). При расхаживании пакера на расстояние большее расстоянию L штифт 12 будет постоянно находится в фигурном пазе 10 попадая при подъеме из положение - а (транспортное положение) в положение - б через положение - в, а при спуске - из положения - б в положение - а. Поджатие внутрь шлипсов 16, верхних шлипсов 26 (фиг. 1) может осуществляться пружинами сжатия 15 (фиг. 2) и 25 (фиг. 1), пружинным кольцом (на фиг. не показаны) или аналогично поджатию секторов конуса 21 (фиг. 1): при помощи конусной шайбы 32 и пружины 22. Сектора конуса также могут быть поджаты внутрь аналогично поджатию шлипсов 16 и 26 (на фиг. не показано). Опорный корпус 18 внутри снабжен сужаемым (см. наиболее близкий аналог) или расширяемым кольцевым разрезным фиксатором 33, выполненным с возможностью взаимодействия в транспортном положении соответственно с кольцевым стопором 34 опорного корпуса 18 сверху (см. наиболее близкий аналог) или полого корпуса 4 снизу, а рабочем положении - стопором 34 опорного корпуса 18 (см. наиболее близкий аналог) снизу или полого корпуса 4 сверху. Пружинные свойства фиксатора 33 могут обеспечиваться за счет собственных пружинных свойств (см. наиболее близкий аналог) или при помощи стакана 35 с конусным торцом прижимающим фиксатор 33 за счет пружинных свойств пружинных разрезных колец 36 с конусными вставками 37 или пружины сжатия (на фиг. 1 не показана). Технологические элементы и соединения, не влияющие на объяснение работоспособности пакера, не пронумерованы или показаны условно.A double-acting borehole packer contains an elastic cuff 1 (Figs. 1 and 2) or a set of cuffs 1 that are installed between the upper 2 (Fig. 1) and lower 3 (Fig. 2) stops on the hollow body 4 (Figs. 1 and 2) rigidly connected from above to the pipe string 5 (Fig. 1), cone 6 (Fig. 2), rigidly connected to the lower stop 3, while the housing 4 below the cone 6 is equipped on the outer surface with a curly groove 7 with short 8 (Fig. 3 ) and long 9 longitudinal sections connected by a figured section 10. On the outer surface of the housing 4 (Fig. 2) below the cone 6 with the possibility of axial displacement The cage 11 is installed with a pin 12, located in a figured groove 7, and preloaded by the springs 13 to the outside by the centralizers 14 and the preloaded springs 15 inward by the slots 16, which are capable of interacting with the internal bevels 17 with the conical 4 when the pin 12 is in the long longitudinal section 9 of the figured groove 7 - working position. The upper stop 2 (Fig. 1) is made in the form of a supporting body 18, made with limited movement due to the stop 19 of the hollow body 4 upward relative to the hollow body 4, equipped with an annular protrusion 20, and the anchor of the upper stop 2 is made prefabricated in the form of sectors of the cone 21 pressed by a spring 22 and connected to the support housing 18 with the possibility of radial movement and expansion when interacting with the annular protrusion 20 located above, and a hollow cup 23 made of a pressed spring 24 with the possibility of limited axle th downward movement relative to the hollow body 4 together with preloaded springs 25 inside the upper slips 26 are thus adapted to cooperate with their inner conical bevels 27 with sectors 21 and radial expansion - working position. On the outer surface of the hollow body 4, there are upper 28 and lower 29 annular stops, between which a spring 24 is installed, made with the possibility of pressing up or down the cup 23 (for example: using the corresponding washers 30 and 31), which is made with the possibility of additional axial movement up relative to the hollow body 4, while the spring force is selected with the possibility of pre-pressing the bevels 27 of the upper slips 26 to the sectors of the cone 21 while moving the upper stop 2 down with the sliding of the upper slips 26 along the walls of the well (not shown in FIG.). The figured groove 7 (Fig. 2) can be made both around the entire perimeter of the hollow body 4 (not shown in Fig. 3) and on one side (Fig. 3), and the shape of the figured section 10 (Fig. 3) can be any providing alternate movement of the shift 12 from the short section 8 to the long 9 and vice versa with the reciprocating movement of the hollow body 4 (Fig. 2) relative to the casing 11 at a distance less than the distance L (Fig. 3). When the packer is walking to a distance greater than the distance L, the pin 12 will be permanently located in the figured groove 10, falling from position - a (transport position) to position - b through position - c, and during descent - from position - b to position - a. The inward compression of the slips 16, the upper slips 26 (Fig. 1) can be carried out by compression springs 15 (Fig. 2) and 25 (Fig. 1), a spring ring (not shown in Fig.), Or similarly to the compression of the sectors of the cone 21 (Fig. 1) ): with the help of the conical washer 32 and the spring 22. The cone sectors can also be pressed inward similarly to the compression of the slips 16 and 26 (not shown in Fig.). The support housing 18 inside is provided with a taperable (see the closest analogue) or expandable annular split lock 33 configured to interact in the transport position with the annular stopper 34 of the support housing 18 from above (see the closest analogue) or the hollow housing 4 from below, and in the working position - by the stopper 34 of the support body 18 (see the closest analogue) from below or from the hollow body 4 from above. The spring properties of the retainer 33 can be provided due to its own spring properties (see the closest analogue) or using a cup 35 with a conical end presses the retainer 33 due to the spring properties of the split spring rings 36 with conical inserts 37 or compression springs (in Fig. 1 not shown). Technological elements and connections that do not affect the explanation of the packer's health are not numbered or are shown conditionally.

Пакер работает следующим образом.The packer works as follows.

Пакер в сборе спускают на колонне труб 5 в интервал установки скважины (на фиг. не показана), при этом поджатые пружинами 13 центраторы 14 скользят по стенкам скважины, а штифт 12 (фиг. 3 или 4) находится в коротком участке 9 фигурного паза (фиг. 2) - транспортное положение. После этого колонну труб 5 (фиг. 1) вместе с полым корпусом 4 приподымают на расстояние меньшее длине L (фиг. 3) фигурного участка 10 фигурного паза 7 (фиг. 2), при этом штифт 12 (фиг. 3) перемещается по короткому участку 8 и фигурному пазу 10 из положения - а в положение - в, так как центраторы 14 взаимодействуют со стенками скважины и удерживают обойму 11 на месте. Колонну труб 5 (фиг. 1) вместе с полым корпусом 4 опускают, при этом штифт 12 (фиг. 3) перемещается по фигурному пазу 10 и длинному участку 9 и в рабочее положение - г. В это время шлипсы 16 (фиг. 2) скосам 17 наезжают на конус 6 и, преодолевая усилия пружин 15, радиально расходятся до взаимодействия со стенками скважины и фиксируют конус 6 нижний упор 3 относительно стенок скважины. Полый корпус 4 (фиг. 1) под действием веса колонны труб 5 продолжает перемещаться вниз вместе с верхним упором 2, так как пружинный фиксатор 33 перемещается вместе со стопором 34 и опорным корпусом 18, сжимая эластичную манжету 1 до перекрытия внутреннего пространства скважины. После чего преодолевая сжатие стаканом 35 и пружинных колец 36 с конусными вставками 37 (или собственные пружинные свойства) фискатор 33 проскакивает стопор 34 полого корпуса 4 снизу вверх (или опорного корпуса 18 сверху вниз, как наиболее близком аналоге). При этом преодолевая усилия сжатия шайбой 32 и пружиной 22 сектора конуса 21 в опорном корпусе радиально расходятся, фиксируясь в раздвинутом состоянии кольцевым выступом 20 изнутри, а упор 19 полого корпуса 4 перемещается вниз относительно опорного корпуса 18. За счет упругости эластичная манжета 1 перемещает опорный корпус 18 незначительно вверх, сама при этом снижая усилие прижатия к стенкам скважины и герметизацию ее пространства. В это время верхние шлипсы 26 своими скосами 27 наезжают на сектора конуса 21, преодолевая усилие пружин 25, расходятся до взаимодействия со стенками скважины. Однако за счет возможности перемещения стакана 23 вверх сильной фиксации относительно стенок скважины шлипсами 26 не происходит, при дальнейшем перемещении вниз колонны труб 5 и полого корпуса 4 упор 19 дожимает манжету 1 опорным корпусом 18, при этом шлипсы 26 скользят по стенке скважины на создавая сильного сопротивления (не более 400 кг), стакан 23 перемещается вверх относительно полого корпуса 4 поджимая шайбой 31 пружину 24. После разгрузки колонны труб 5 на на определенный вес (контролируется по устьевому индикатору веса - на фиг. не показан), достаточный для герметизации внутрискважинного пространства, спуск колонны 5 прекращают. Обычно суммарный вес для герметизации данным пакером не превышает 4-8 тонн. За счет отсутствия зазоров в соединении (стенка скважины, шлипсы 26, сектора конуса 21 за счет поджатия пружиной 24 и упругости манжеты 1), шлипсы 26 надежно фиксируют верхний упор 2 и полый корпус 4 от перемещения вверх без демпфирования манжеты 1 и разгерметизации внутреннего пространства скважины. Благодаря опоре подпружиненного фиксатора 33 на стопор 34 исключается несанкционированное снятие пакера при избыточном давлении, создаваемом ниже интервала установки, даже при отсутствии нагрузки создаваемой колонной труб 5 или оборудованием (на фиг. 1 не показано), применяемым для проведения технологических операций выше или ниже интервала установки пакера.The packer assembly is lowered on the pipe string 5 to the interval of installation of the well (not shown in FIG.), While the centralizers 14, pressed by the springs 13, slide along the walls of the well, and the pin 12 (FIG. 3 or 4) is located in a short section 9 of the figured groove ( Fig. 2) - transport position. After that, the pipe string 5 (Fig. 1) together with the hollow body 4 is lifted a distance shorter than the length L (Fig. 3) of the curved section 10 of the curved groove 7 (Fig. 2), while the pin 12 (Fig. 3) moves in a short section 8 and the figured groove 10 from position - and to position - in, since the centralizers 14 interact with the walls of the well and hold the clip 11 in place. The pipe string 5 (Fig. 1) together with the hollow body 4 is lowered, while the pin 12 (Fig. 3) moves along the curly groove 10 and the long section 9 and into the working position - d. At this time, the slips 16 (Fig. 2) the bevels 17 run into the cone 6 and, overcoming the efforts of the springs 15, radially diverge to interact with the walls of the well and fix the cone 6 lower stop 3 relative to the walls of the well. The hollow body 4 (Fig. 1) under the influence of the weight of the pipe string 5 continues to move downward along with the upper stop 2, since the spring clip 33 moves together with the stopper 34 and the supporting body 18, compressing the elastic sleeve 1 until the borehole is blocked. Then, overcoming the compression by the cup 35 and the spring rings 36 with the conical inserts 37 (or their own spring properties), the fiscator 33 slips the stopper 34 of the hollow body 4 from the bottom up (or the support body 18 from top to bottom, as the closest analogue). In this case, overcoming the compression forces by the washer 32 and the spring 22, the sectors of the cone 21 in the support body radially diverge, being fixed in the extended state by the annular protrusion 20 from the inside, and the stop 19 of the hollow body 4 moves downward relative to the support body 18. Due to the elasticity, the elastic sleeve 1 moves the support body 18 slightly upward, while itself reducing the force of pressing against the walls of the well and sealing its space. At this time, the upper slips 26 with their bevels 27 run into sectors of the cone 21, overcoming the force of the springs 25, diverge to interact with the walls of the well. However, due to the possibility of moving the cup 23 upward, strong fixation with respect to the borehole walls does not occur with slips 26, with further downward movement of the pipe string 5 and hollow body 4, the stop 19 presses the collar 1 on the supporting body 18, while the slips 26 slide along the borehole wall creating strong resistance (not more than 400 kg), the cup 23 moves upward relative to the hollow body 4, pressing the spring 24 with the washer 31. After unloading the pipe string 5 by a certain weight (controlled by the wellhead weight indicator - not shown in Fig.), atochny downhole to seal the space, columns 5 slope stopped. Usually the total weight for sealing with this packer does not exceed 4-8 tons. Due to the absence of gaps in the connection (the wall of the well, slips 26, sectors of the cone 21 due to compression by the spring 24 and the elasticity of the cuff 1), the slips 26 reliably fix the upper stop 2 and the hollow body 4 from moving up without damping the cuff 1 and depressurization of the internal space of the well . Thanks to the support of the spring-loaded clamp 33 on the stopper 34, unauthorized removal of the packer is excluded at an excess pressure created below the installation interval, even in the absence of load created by the pipe string 5 or equipment (not shown in Fig. 1) used to carry out technological operations above or below the installation interval packer.

После проведения технологических операций (закачка реагентов в пласт, испытание интервала скважины на герметичность и т.п.), необходимо снять пакер для премещения его в другой интервал установки или извлечения из скважины. Для снятия пакера колонну труб 5 тянут вверх, достижении усилия снятия, которое обеспечивается фиксатором 33, опирающимся на стопор 34 сверху (или снизу - на фиг. не показано). После превышения усилия снятия, преодолевая усилие сжатия стаканом 35 и пружинных колец 36 с конусными вставками 37 (или собственные пружинные свойства), фискатор 33 проскакивает стопор 34 полого корпуса 4 сверху вниз (или опорного корпуса 18 снизу вверх, как наиболее близком аналоге). При этом полый корпус перемещается вверх, а кольцевой выступ 20 перемещается вверх относительно секторов конуса 21, при этом стакан 23, зафиксированный относительно стенок скважины шлисами 26, сжимает через шайбу 30 пружину 24. Поле извлечения кольцевого выступа 20 вверх из секторов конуса 21, они под действием конусной шайбы 32 и пружины 22 сжимаются к полому корпусу 4, а шлипсы 26 со стаканом 23 под действием пружины 24 перемещаются вверх относительно полого корпуса 4, возвращаясь в транспортное состояние. Освобожденный верхний упор 2 перемещается вверх вместе с полым корпусом 4 вверх, разжимая манжету 1 и разгерметизируя внутреннее пространство скважины. При дальнейшем перемещении вверх колонны труб 5 с полым корпусом 4 (фиг. 2), нижний упор 3 с конусом 6 доходит до своего транспортного состояния, после чего конус 6 выдергивается из шлипсов 16, которые под действием пружин 15 сжимаются освобождая обойму 11 и весь пакер от фиксации относительно стенок скважины. При этом штифт 12 (фиг. 3) перемещается по длинному участку 9 и фигурному участку 10 в положение - б. После чего пакер можно перемещать для установки в верхний интервал установки или извлечь из скважины. Также можно пакер перемещать и для установки в нижний интервал, при этом штифт переместится в короткий участок 8, в положение - а. При установке пакера в верхнем интервале колонну труб 5 с полым корпусом 4 необходимо сначала опустить до перехода штифта 12 (фиг. 3) в положение - а. Дальнейшая установка пакера для установки в верхнем и нижнем интервалах происходит аналогично и описана выше. Пакер после извлечения остается полностью работоспособным и готовым в работе. Пакер может быть изготовлен и глухим, для чего в полом корпусе 4 (фиг. 1 или 2) устанавливают пробку (на фиг. не показана). Для перемещения и извлечения достаточно перемещения вверх и/или вниз колонны труб 5 на расстояние большее расстоянию L (фиг. 3) без установки пакера, что значительно упрощает работу и исключает «человеческий фактор».After carrying out technological operations (injection of reagents into the formation, testing the interval of the well for leaks, etc.), it is necessary to remove the packer to move it to another interval of installation or extraction from the well. To remove the packer, the pipe string 5 is pulled upward, achieving the removal force, which is provided by the latch 33, resting on the stopper 34 from above (or from below - not shown in Fig.). After exceeding the removal force, overcoming the compression force by the cup 35 and the spring rings 36 with the conical inserts 37 (or their own spring properties), the fiscator 33 slips the stopper 34 of the hollow body 4 from top to bottom (or supporting body 18 from bottom to top, as the closest analogue). In this case, the hollow body moves upward, and the annular protrusion 20 moves upward relative to the sectors of the cone 21, while the cup 23, fixed relative to the walls of the well with splines 26, compresses the spring 24 through the washer 30. The extraction field of the annular protrusion 20 upward from the sectors of the cone 21, they are under the action of the conical washer 32 and the spring 22 are compressed to the hollow body 4, and the slips 26 with the glass 23 under the action of the spring 24 are moved upward relative to the hollow body 4, returning to the transport state. The released upper stop 2 moves upward together with the hollow body 4 upward, unclenching the sleeve 1 and depressurizing the interior of the well. With further upward movement of the pipe string 5 with a hollow body 4 (Fig. 2), the lower stop 3 with the cone 6 reaches its transport state, after which the cone 6 is pulled out of the slips 16, which are compressed by the action of the springs 15, freeing the cage 11 and the entire packer from fixing relative to the walls of the well. In this case, the pin 12 (Fig. 3) moves along the long section 9 and the curly section 10 to position - b. Then the packer can be moved for installation in the upper interval of the installation or removed from the well. You can also move the packer for installation in the lower interval, while the pin will move to a short section 8, in position - a. When installing the packer in the upper interval, the pipe string 5 with the hollow body 4 must first be lowered until the pin 12 (Fig. 3) passes to the position - a. Further installation of the packer for installation in the upper and lower intervals is similar and described above. The packer after extraction remains fully operational and ready to use. The packer can be made deaf, for which purpose a plug is installed in the hollow body 4 (Fig. 1 or 2) (not shown in Fig.). To move and remove, it is enough to move up and / or down the pipe string 5 to a distance greater than the distance L (Fig. 3) without installing a packer, which greatly simplifies the work and eliminates the "human factor".

Предлагаемая конструкция пакера проста в изготовлении и использовании, а усилие посадки и герметизации внутреннего пространства скважины в 2-4 раза меньше, чем у аналогичных пакеров.The proposed design of the packer is easy to manufacture and use, and the force of landing and sealing the inner space of the well is 2-4 times less than that of similar packers.

Claims

A double-acting borehole packer containing an elastic cuff or a set of cuffs that are installed between the upper and lower stops on a hollow body rigidly connected to the pipe string from above, a cone rigidly connected to the lower stop, and the body below the cone is equipped with a figured groove on the outer surface with a short and long longitudinal sections connected by a figured section, on the outer surface of the housing below the cone with the possibility of axial movement, a clip with a pin placed in a figured groove, and connected internal spring-loaded centralizers and spring-loaded inward slips made to interact with the internal bevels with the cone when the pin is in the long longitudinal section of the figured groove - the working position, and the upper stop with the armature is made in the form of a support body made with the possibility of limited movement upwards relative to the hollow body equipped with an annular protrusion, and the anchor of the upper stop is made prefabricated in the form of cone sectors pressed inward, connected to the supporting body catfish with the possibility of radial movement and expansion when interacting with an annular protrusion located above, and a hollow cup made by a pressed spring with the possibility of limited axial movement downward relative to the hollow body together with upper slips, which are made with the possibility of interaction with their inner bevels with sectors of the cone and radial expansion - the operating position, and the supporting body inside is equipped with a tapering or expandable latch, made with the possibility of interaction actions in the transport position, respectively, with the annular stopper of the support housing from above or the hollow body from below, and in the working position, with the stopper of the support housing from below or the hollow body from above, characterized in that annular stops are made on the outer surface of the hollow body, between which there is a spring made with the possibility of pressing up or down the cup, which is made with the possibility of additional axial movement upward relative to the hollow body, while the spring force is selected with the possibility NOSTA preload bevel upper slip cone to sector when moving the upper stop downwards slidably upper slips on the well walls.