RU154295U1

RU154295U1 - PACKER DRILLED

Info

Publication number: RU154295U1
Application number: RU2015102292/03U
Authority: RU
Inventors: Дмитрий Витальевич Страхов; Владимир Борисович Оснос; Ринат Расимович Ибатуллин
Original assignee: Дмитрий Витальевич Страхов
Priority date: 2015-01-26
Filing date: 2015-01-26
Publication date: 2015-08-20

Abstract

Пакер разбуриваемый, включающий ствол с полым штоком с нижним удлинителем в осевом канале и башмаком с клапаном, перекрывающим радиальные каналы ствола при перемещении вверх, нижние и верхние разрывные плашки с разжимными конусами, между которыми установлен уплотнительный элемент, верхнюю и нижнюю опоры разрывных плашек, верхняя из которых выполнена подвижной с пакетом стопорных разрезных колец, фиксирующих верхнюю опору при перемещении ее вниз относительно наружных насечек ствола, цангу, включающую лепестки с головками, при этом ствол снабжен внутренней расточкой на нижнем конце под головки цанги, седло обратного клапана, зафиксированного внутри штока срезным элементом выше радиальных каналов штока, причем подвижная опора выполнена с возможностью взаимодействия с толкателем посадочного инструмента, а шток с возможностью соединения с тяговым механизмом посадочного инструмента, отличающийся тем, что шток ниже внутренней расточки оснащен наружной кольцевой проточкой под головки цанги, которая жестко соединена с клапаном, подпираемым снизу упором, жестко соединенным через башмак с нижней опорой, и выполненным с возможностью ограниченного перемещения вверх в нижнем кольцевом сужении штока, причем на удлинителе штока и сверху штока выполнены соответственно верхняя и нижняя технологические выборки под верхнее и нижнее пружинные кольца, верхнее из которых выполнено с возможностью фиксации штока от перемещения штока относительно ствола вниз при опоре на торец ствола и освобождения от этой фиксации при перемещении подвижной верхней опоры вниз и при попадании этого кольца в кольцевое расширение подви�The packer is drillable, including a hollow stem barrel with a lower extension in the axial channel and a shoe with a valve blocking the radial bore of the barrel when moving up, lower and upper explosive rams with expandable cones, between which a sealing element, upper and lower supports of explosive rams are installed, upper of which made movable with a pack of snap split rings that fix the upper support when moving it down relative to the outer grooves of the barrel, a collet, including petals with heads, while equipped with an internal bore at the lower end under the collet head, a non-return valve seat fixed inside the stem by a shear element above the radial channels of the stem, the movable support being able to interact with the pusher of the landing tool, and the rod with the possibility of connection with the traction mechanism of the landing tool, characterized in that the stem below the inner bore is equipped with an outer annular groove under the collet head, which is rigidly connected to the valve, which is supported from below by a stop, rigidly connected m through a shoe with a lower support, and made with the possibility of limited upward movement in the lower annular narrowing of the rod, moreover, the upper and lower technological samples are made for the upper and lower spring rings, respectively, on the rod extension and on the top of the rod, the upper of which is made with the possibility of fixing the rod from moving the rod relative to the trunk downward when resting on the end of the trunk and releasing it from this fixation when moving the movable upper support downward and when this ring enters the annular expansion of the slide

Description

Полезная модель относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частости к области строительства, эксплуатации и ремонта нефтяных, газовых и других скважин, а именно к паке рам разбуриваемым.The utility model relates to the oil and gas industry, in particular to the field of construction, operation and repair of oil, gas and other wells, namely, drilled packers.

Известен «Пакер разбуриваемый» (патент RU №2296853, МПК E21B 33/12, опубл. Бюл. №10 опубл. 10.04.2007), включающий ствол с резьбовой нарезкой на наружной поверхности, установленные на стволе уплотнительный элемент, заключенный между верхним и нижним конусом, верхние и нижние захваты, примыкающие к конусам по коническим поверхностям, и разрезную гайку, имеющую наружную и внутреннюю резьбы, по которым гайка установлена одновременно на стволе и в верхнем конусе соответственно. В нижней части ствола неподвижно установлен упор, представляющий глухую пробку или пробку с технологическими отверстиями. Установка пакера в скважине производится посредством осевого усилия, сжимающего уплотнительный элемент, и создаваемого гидравлическим установочным устройством.The well-known "Drillable packer" (patent RU No. 2296853, IPC E21B 33/12, publ. Bull. No. 10 publ. 04/10/2007), including a barrel with a threaded thread on the outer surface, a sealing element mounted on the barrel, enclosed between the upper and lower cone, the upper and lower grips adjacent to the cones on the conical surfaces, and a split nut having external and internal threads along which the nut is installed simultaneously on the barrel and in the upper cone, respectively. In the lower part of the barrel, a stop is fixedly mounted, which represents a blind plug or a plug with technological holes. The packer is installed in the well by means of axial force compressing the sealing element and created by a hydraulic installation device.

Недостатком указанного выше пакера является низкая надежность в рабочем (посадочном) состоянии при действии внешних воздействий, обусловленная тем, что отсутствует плотное прилегание конуса и захвата в распакерованном состоянии. Конусные поверхности захватов и конусов, образованные одинаковыми окружностями, обеспечивают плотное прилегание друг к другу лишь в транспортном положении пакера, в то время как в рабочем положении имеет место линейный контакт конуса и захвата по его наружным кромкам. Данная особенность обуславливает возможность дополнительного перемещения захвата относительно конуса при внешних воздействиях вследствие деформации конуса и захватов по линиям контакта, что также может привести к нарушению прочности конуса. Кроме того, в данном пакере отсутствует жесткая связь в окружном направлении между захватом и конусом, что вызывает вращение конусов при разбуривании и, как следствие, увеличение продолжительности бурения.The disadvantage of the above packer is the low reliability in the working (landing) state under the action of external influences, due to the fact that there is no tight fit of the cone and grip in the unpacked state. The conical surfaces of the grippers and cones formed by the same circles provide a snug fit to each other only in the transport position of the packer, while in the working position there is a linear contact of the cone and the gripper along its outer edges. This feature makes it possible to additionally move the grip relative to the cone under external influences due to deformation of the cone and grips along the contact lines, which can also lead to a violation of the strength of the cone. In addition, in this packer there is no rigid connection in the circumferential direction between the grip and the cone, which causes the cones to rotate during drilling and, as a result, increases the duration of drilling.

Известен также «Пакер разбуриваемый» (патент RU №2533405, МПК E21B 33/12, опубл. Бюл. №32 опубл. 20.11.2014), содержащий ствол с неподвижным упором в нижней части, установленные на стволе уплотнительный элемент, заключенный между верхним и нижним конусом, верхние и нижние захваты, и разрезную гайку, при этом верхний и нижний якоря дополнительно снабжены толкателями, на конусах и толкателях выполнены Т-образные или в виде ласточкина хвоста пазы, а захваты с обоих концов снабжены выступами ответной формы, образуя скользящую кинематическую пару ползун - направляющая с сопрягаемыми деталями.Also known is “Drillable packer” (patent RU No. 2533405, IPC E21B 33/12, publ. Bull. 32 publ. 11/20/2014) containing a barrel with a fixed stop in the lower part, a sealing element mounted on the barrel, enclosed between the upper and the lower cone, the upper and lower captures, and a split nut, while the upper and lower anchors are additionally equipped with pushers, on the cones and pushers are T-shaped or dovetail-shaped grooves, and the grips on both ends are provided with protrusions of the reciprocal form, forming a sliding kinematic a pair of slider - e.g. vlyayuschaya with mating parts.

Недостатками данного пакера являются необходимость наличия посадочного гидравлического инструмента с большим усилием посадки, при выходе которого из строя необходимы дополнительные спуско-подъемные операции, невозможность промывки при спуске и заполнения колонны труб скважинной жидкостью из-за отсутствия переточных отверстий, одновременная посадка верхнего и нижнего якоря с передачей усилия посадки их через уплотнительный элемент, который при этом скользит по обсадной колонне труб скважины, истирая наружную поверхность уплотнения и, как следствие, ухудшая разобщение ствола скважины, сложная форма толкателей и конусов якоря, что делает конструкцию пакра очень дорогой.The disadvantages of this packer are the need for a landing hydraulic tool with a large landing force, upon failure of which additional tripping and lifting operations, the impossibility of flushing during the descent and filling of the pipe string with borehole fluid due to the absence of overflow holes, and the simultaneous landing of the upper and lower anchors with transferring their landing force through the sealing element, which at the same time slides along the casing string of the well pipes, abrading the outer surface of the seal and, as a consequence, worsening separation of the wellbore, the complex shape of the pushers and anchor cones, which makes the design of the Pakri very expensive.

Наиболее близким по технической сущности и достигаемому результату является Разбуриваемый пакер (патент RU №2507375, МПК E21B 33/12, опубл. Бюл. №04 опубл. 20.02.2014), состоящий из ствола с полым штоком в осевом канале и башмака, с подпружиненным обратным клапаном, нижних и верхних разрывных плашек, с разжимными конусами, уплотнительным элементом, подвижной опорой с пакетом стопорных разрезных колец, при этом ствол снабжен внутренней расточкой на нижнем конце, полый шток снабжен удлинителем с продольными пазами и цангой, лепестки которой снабжены головками, установленными с возможностью взаимодействия с внутренней расточкой ствола и через продольные пазы удлинителя, с опорой на корпус обратного клапана в его осевом канале, удлинитель снабжен дроссельной шайбой и радиальными отверстиями над ней и установлен с возможностью торцового контакта с обратным клапаном башмака, а полый шток снабжен переходной муфтой с регулировочной гайкой и связан со стволом срезным элементом.The closest in technical essence and the achieved result is a Drillable packer (patent RU No. 2507375, IPC E21B 33/12, publ. Bull. No. 04 publ. 02.20.2014), consisting of a barrel with a hollow rod in the axial channel and a shoe, with a spring-loaded non-return valve, lower and upper explosive dies, with expanding cones, sealing element, movable support with a pack of snap split rings, while the barrel is equipped with an internal bore at the lower end, the hollow rod is equipped with an extension with longitudinal grooves and collets, the petals of which are equipped with heads installed with the possibility of interaction with the internal bore of the barrel and through the longitudinal grooves of the extension cord, resting on the check valve body in its axial channel, the extension cord is equipped with a throttle washer and radial holes above it and installed with the possibility of end contact with the check valve of the shoe, and the hollow stem equipped with an adapter sleeve with an adjusting nut and connected to the barrel by a shear element.

Недостатками данного разбуриваемого пакера являются необходимость наличия посадочного гидравлического инструмента с большим усилием посадки, при выходе которого из строя необходимы дополнительные спуско-подъемные операции, невозможность прямой промывки при спуске из-за наличия обратного клапана спускамого вместе с пакером, одновременная посадка верхнего и нижнего якоря с передачей усилия посадки их через пакер, который при этом скользит по обсадной колонне труб скважины, истирая наружную поверхность уплотнения и, как следствие, ухудшая разобщение ствола скважины, наличие после установки пакера ненадежного гидравлически открываемого и подпружиненного клапана, который при гидравлических ударах, высоком уровне жидкости в скважине, засорении и выходе из строя пружины не будет исключать перетоки жидкости между надпакерной и подпакерной зонами скважины.The disadvantages of this drillable packer are the need for a landing hydraulic tool with a large landing force, in the event of failure of which additional tripping operations are necessary, the inability to directly flush during descent due to the presence of a trigger check valve with the packer, simultaneous landing of the upper and lower anchors with transferring their landing force through a packer, which at the same time slides along the casing of the well pipes, abrading the outer surface of the seal and, as a result, the ear causing the borehole to be disconnected, the presence of an unreliable hydraulically openable and spring-loaded valve after the packer is installed, which during hydraulic shock, a high level of fluid in the well, clogging and failure of the spring will not exclude fluid flow between the overpacker and subpacker zones of the well.

Технической задачей предполагаемой полезной модели является создание пакера разбуриваемого, устанавливаемого без мощных гидравлических посадочных инструментов, с поочередной посадкой верхнего и нижнего якорей и клапана, открываемого и закрываемого при помощи механического воздействия с устья скважины.The technical task of the proposed utility model is to create a drillable packer that is installed without powerful hydraulic landing tools, with alternately landing the upper and lower anchors and a valve that opens and closes by mechanical action from the wellhead.

Техническая задача решается пакером разбуриваемым, включающим ствол с полым штоком с нижним удлинителем в осевом канале и башмаком с клапаном, перекрывающим радиальные каналы ствола при перемещении вверх, нижние и верхние разрывные плашки с разжимными конусами, между которыми установлен уплотнительный элемент, верхнюю и нижнюю опору разрывных плашек, верхняя из которых выполнена подвижной с пакетом стопорных разрезных колец, фиксирующих верхнюю опору при перемещении ее вниз относительно наружных насечек ствола, цангу, включающую лепестки с головками, при этом ствол снабжен внутренней расточкой на нижнем конце под головки цанги, седло обратного клапана, зафиксированного внутри штока срезным элементом выше радиальных каналов штока, причем подвижная опоры выполнена с возможностью взаимодействия с толкателем посадочного инструмента, а шток с возможностью соединения с тяговым механизмом посадочного инструмента.The technical problem is solved by a drillable packer, including a barrel with a hollow rod with a lower extension in the axial channel and a shoe with a valve blocking the radial channels of the barrel when moving upward, the lower and upper explosive rams with expandable cones, between which a sealing element, the upper and lower explosive support dies, the upper of which is movable with a pack of retaining split rings, fixing the upper support when moving it down relative to the outer notches of the barrel, a collet including a molding stems with heads, while the barrel is equipped with an internal bore at the lower end under the collet heads, a non-return valve seat fixed inside the stem by a shear element above the radial channels of the stem, the movable bearings being able to interact with the pusher of the landing tool, and the stem can be connected to the traction landing gear mechanism.

Новым является то, что шток ниже внутренней расточки оснащен наружной кольцевой проточкой под головки цанги, которая жестко соединена с клапаном, подпираемым снизу упором, жестко соединенным через башмак с нижней опорой, и выполненным с возможностью ограниченного перемещения вверх в нижнем кольцевом сужении штока, причем на удлинителе штока и сверху штока выполнены соответственно верхняя и нижняя технологические выборки под верхнее и нижнее пружинные кольца, верхнее из которых выполнено с возможностью фиксации штока от перемещения штока относительно ствола вниз при опоре на торец ствола и освобождения от этой фиксации при перемещении подвижной верхней опоры вниз и при попадании этого кольца в кольцевое расширение подвижной опоры, а нижнее - с возможностью фиксации удлинителя относительно башмака при размещении в кольцевом пространстве между упором и башмаком и освобождения от этой фиксации при перемещении штока вниз относительно башмака и при попадании этого кольца в кольцевое сужение удлинителя, расположенного выше нижней технологической выборки, седло обратного клапана изготовлено под бросовый шар и выполнено с возможностью перемещения вниз после разрушения срезных элементов с открытием радиальных каналов штока, при этом тяговый механизм посадочного инструмента выполнен в виде полого патрубка, соединенного снизу со штоком, а сверху - с колонной труб, причем на наружной поверхности патрубка расположен цилиндр, сообщенный с полостью патрубка, внутри цилиндра размещен кольцевой поршень с толкателем внизу, опирающимся на верхнюю подвижную опору.What is new is that the stem below the internal bore is equipped with an outer annular groove under the collet head, which is rigidly connected to a valve supported from below by an abutment rigidly connected through a shoe to a lower support and made with limited upward movement in the lower annular narrowing of the stem, moreover, the rod extension and on top of the rod, respectively, the upper and lower technological samples are made for the upper and lower spring rings, the upper of which is made with the possibility of fixing the rod from moving the piece ka relative to the trunk down when resting on the end of the trunk and release from this fixation when moving the movable upper support down and when this ring gets into the annular expansion of the movable support, and the lower one with the possibility of fixing the extension cord relative to the shoe when placed in the annular space between the emphasis and the shoe and release from this fixation when moving the rod down relative to the shoe and when this ring gets into the annular narrowing of the extension located above the lower technological sample, the reverse seat the valve is made for a throw ball and is made to move downward after the destruction of shear elements with the opening of the radial channels of the rod, while the traction mechanism of the landing tool is made in the form of a hollow pipe connected from below to the rod and from above to the pipe string, and on the outer surface of the pipe a cylinder is located, connected with the cavity of the pipe, an annular piston with a pusher at the bottom, resting on the upper movable support, is placed inside the cylinder.

На чертеже изображен разбуриваемый пакер в продольном разрезе.The drawing shows a drillable packer in longitudinal section.

Пакер разбуриваемый содержит ствол 1 с башмаком 2, полым штоком 3 с нижним удлинителем 4 в осевом канале 5 и клапаном 6, перекрывающим радиальные каналы 6 ствола 1 при перемещении вверх, нижние 9 и верхние 10 разрывные плашки с соответствующими разжимными конусами 11 и 12, между которыми установлен уплотнительный элемент 13, верхнюю 14 и нижнюю 15 опоры разрывных плашек 10 и 9, верхняя 14 из которых выполнена подвижной с пакетом стопорных разрезных колец 16, фиксирующих верхнюю опору 14 при перемещении ее вниз относительно наружных насечек 17 ствола 1, цангу 18, включающую лепестки 19 с головками 20. Ствол 1 снабжен внутренней расточкой 21 на нижнем конце под головки 20 цанги 18. Седло 22 обратного клапана, зафиксированного внутри штока 3 срезным элементом 23 выше радиальных каналов 24 штока 3. Подвижная опора 14 выполнена с возможностью взаимодействия с толкателем 25 посадочного инструмента 26, а шток 3 с возможностью соединения с тяговым механизмом 27 посадочного инструмента 26. Шток 3 ниже внутренней расточки 21 ствола 1 оснащен наружной кольцевой проточкой 28 под головки 20 цанги 18, которая жестко соединена с клапаном 6, подпираемым снизу упором 29, жестко соединенным через башмак 8 с нижней опорой 15, и выполненным с возможностью ограниченного перемещения вверх в нижнем кольцевом сужении 30 штока 3. Удлинителе 4 штока 3 и сверху штока 3 выполнены соответственно верхняя 31 и нижняя 32 технологические выборки под верхнее 33 и нижнее 34 пружинные кольца. Верхнее кольцо 33 выполнено с возможностью фиксации штока 3 от перемещения штока 3 относительно ствола 1 вниз при опоре на торец 35 ствола 1 и освобождения от этой фиксации при перемещении подвижной верхней опоры 14 вниз и при попадании этого кольца 33 в кольцевое расширение 36 подвижной опоры 14. Нижнее кольцо 34 выполнено с возможностью фиксации удлинителя 4 относительно башмака 2 при размещении в кольцевом пространстве 37 между упором 29 и башмаком 2 и освобождения от этой фиксации при перемещении штока 3 вниз относительно башмака 2 и при попадании этого кольца 34 в кольцевое сужение 38 удлинителя 4, расположенного выше нижней технологической выборки 32. Седло 22 обратного клапана изготовлено под бросовый шар 39 и выполнено с возможностью перемещения вниз после разрушения срезных элементов 23 с открытием радиальных каналов 24 штока 3. Тяговый механизм 27 посадочного инструмента 26 выполнен в виде полого патрубка, соединенного снизу со штоком 3, а сверху - с колонной труб (на черт, не показан). На наружной поверхности патрубка 27 расположен цилиндр 40, сообщенный с полостью патрубка 27, внутри цилиндра 40 размещен кольцевой поршень 41 с толкателем 25 внизу, опирающимся на верхнюю подвижную опору 14. Уплотнения, исключающие несанкционированные перетоки жидкости, на чертеже не пронумерованы. Технические элементы и соединения, не влияющие на работоспособность пакера, на чертеже не пронумерованы. Пакер разбуриваемый работает следующим образом.The drillable packer contains a barrel 1 with a shoe 2, a hollow rod 3 with a lower extension 4 in the axial channel 5 and a valve 6 that overlaps the radial channels 6 of the barrel 1 when moving upward, the lower 9 and upper 10 explosive dies with the corresponding expanding cones 11 and 12, between which installed the sealing element 13, the upper 14 and lower 15 of the support of the explosive dies 10 and 9, the upper 14 of which are movable with a pack of snap split rings 16, fixing the upper support 14 when moving it down relative to the outer notches 17 of the barrel 1, collet 18, including petals 19 with heads 20. The barrel 1 is provided with an inner bore 21 at the lower end under the heads 20 of the collet 18. The seat 22 of the check valve fixed inside the stem 3 by a shear element 23 above the radial channels 24 of the stem 3. The movable support 14 is made with the possibility of interaction with a pusher 25 of the landing tool 26, and the rod 3 with the possibility of connection with the traction mechanism 27 of the landing tool 26. The rod 3 below the inner bore 21 of the barrel 1 is equipped with an outer annular groove 28 under the head 20 of the collet 18, which is rigidly connected to a valve 6, supported from below by an abutment 29, rigidly connected through a shoe 8 to a lower support 15, and made with the possibility of limited upward movement in the lower annular narrowing 30 of the rod 3. The extension rod 4 of the rod 3 and the top of the rod 3 are made, respectively, upper 31 and lower 32 technological samples under the upper 33 and lower 34 spring rings. The upper ring 33 is made with the possibility of fixing the rod 3 from moving the rod 3 relative to the barrel 1 down while resting on the end face 35 of the barrel 1 and release from this fixation when moving the movable upper support 14 down and when this ring 33 enters the annular extension 36 of the movable support 14. The lower ring 34 is made with the possibility of fixing the extension 4 relative to the shoe 2 when placed in the annular space 37 between the stop 29 and the shoe 2 and release from this fixation when moving the rod 3 down relative to the shoe 2 and when hit of that ring 34 into an annular narrowing 38 of the extension 4 located above the lower technological sample 32. The non-return valve seat 22 is made for a throw ball 39 and is movable downward after breaking the shear elements 23 with the opening of the radial channels 24 of the rod 3. Traction mechanism 27 of the landing tool 26 is made in the form of a hollow pipe connected from the bottom to the rod 3, and from above to the pipe string (not shown). On the outer surface of the nozzle 27, a cylinder 40 is located, which is in communication with the cavity of the nozzle 27, and an annular piston 41 with a pusher 25 below, resting on the upper movable support 14, is located inside the cylinder 40. Seals that exclude unauthorized fluid flows are not numbered in the drawing. Technical elements and connections that do not affect the performance of the packer are not numbered in the drawing. Drillable packer works as follows.

Пакер разбуриваемый в сборе соединяют с посадочным инструментом 26, для этого к штоку 3 сверху присоединяют полый патрубок (тяговый механизм) 27 с кольцевым поршнем 41, толкателем 25, цилиндром 40 и верхней переходной муфтой 42. Перед спуском пакер с посадочным инструментом 26 посредством переходной муфты 42 соединяют с колонной труб, на которых спускают в скважину (на чертеже не показана) в интервал установки (на чертеже не показан). При спуске скважинная жидкость заполняет колонну труб через радиальные каналы 7 и 24 соответственно ствола 1 и штока 3 и седло 22 обратного клапана. Также осуществляется обратная промывка скважины при помощи закачки в межтрубное пространство. Если необходимо спускать с прямой промывкой, то жидкость подают через колонну труб, патрубок 27, шток 3 с седлом 22 и радиальные каналы 24 и 7. Перед установкой пакера в колонну труб бросают шар 39, до посадки его в седло 22. При повышении давления в колонне труб жидкость из патрубка 27 через отверстия 43 подается в цилиндр 40, в результате поршень 41 вместе с толкателем 25 перемещается вниз, перемещая верхнюю опору 14 с верхними плашками 10, надвигая их на разжимной конус 12, до их разрыва и фиксации относительно стенок скважины, а от перемещения вверх относительно ствола 1 подвижная опора 14 фиксируется пакетом стопорных разрезных колец 16 в наружных насечках 17 ствола 1. Так как пружинное кольцо 33 размещено в верхней технологической выборке 31 штока 3 и опирается на торец 25 ствола 1, то до фиксации плашек 10 ствол 1 с нижней опорой 15 и нижними плашками 9 не может перемещаться вверх относительно штока 3. После чего пружинное кольцо 33 совмещается с кольцевым расширением 36 подвижной опоры 14, выходя из зацепления с верхней технологической выборкой 31, освобождая шток от фиксации с торцом 35. При росте давления разрушаются срезные элементы 23, а седло 22 с бросовым шаром 39 перемещения ниже радиальных каналов 24 штока 3, открывая их. Что фиксируется падением давления в колонне труб на устье скважины (индикатор давления не показан). Далее перестают нагнетать жидкость в колонну труб, которую после этого приподнимают устьевым подъемным механизмом (на чертеже не показан). При этом приподнимается патрубок 27, шток 3, удлинитель 4 башмак с нижней опорой 15, так как нижнее кольцо 34, установленное нижней технологической выборке 32 удлинителя 4, зафиксировано в кольцевом пространстве 37 между упором 29 и башмаком 2. Нижняя опора 15, перемещаясь вверх вместе с нижними разрывными плашками 9 и разжимным конусом 11 вместе со штоком 3 и стволом 1 вверх относительно верхней опоры 14 и разжимного конуса 12 с зафиксированными относительно стенок скважины плашками 10, сжимает уплотнительный элемент 13 до герметичного прижатия к стенкам скважины и разобщения межскважинного пространства (на чертеже не показано). После этого разрываются нижние плашки 9 и по разрывному конусу 11 прижимаются к стенкам скважины, фиксируя нижнюю опору 15. В таком состоянии пакер фиксируется также при помощи пакета стопорных разрезных колец 16 верхней опоры 14 в наружных насечках 17 ствола 1. Усилие установки (не превышающее 5 т) пакера отслеживается устьевым индикатором веса (на чертеже не показан) колонны труб. При необходимости в подпакерное пространство скважины через колонну труб, патрубок 27, шток 3 и радиальные каналы 24 и 7 закачивают необходимое количество реагента. После чего колонну труб немного опускают (30-60 см), в результате освобожденный пружинным кольцом 33 от ствола 1 шток 3 перемещается вниз. При этом шток 3 с удлинителем 4 благодаря кольцевому сужению 30 перемещается вниз относительно клапана 6, упора 29 и башмака 2, а нижнее пружинное кольцо 34 соскальзывает с технологической выборки 32 в кольцевое сужение 38, выходя из зацепления с кольцевым пространством 37 между упором 29 и башмаком 2 и освобождая от фиксации шток 3 с удлинителем 4 от башмака 2, нижней опоры 15 и ствола 1. Затем колонну труб приподнимают. При помощи головок 20 цанги 18, размещенных в кольцевой проточке 28, клапан 6 перемещается вверх, герметично перекрывая радиальные каналы 7. Потом головки 20 цанги 18 совмещаются с внутренней расточкой 21 и под действием лепестков 19 цанги 18 выходят из взаимодействия с кольцевой проточкой 28, освобождая шток 3 от зацепления с цангой 18. Шток 3 приподнимают выше пакера и промываю его при необходимости прямой или обратной промывкой через каналы 24от реагентов закаченных в подпакерное пространство. Далее колонну труб, переходную муфту 42, патрубок 27, шток 3 с удлинителем 4, седлом 22 и шаром 39 извлекают из скважины, а пакер остается в скважине.The packer drilled assembly is connected to the landing tool 26, for this, a hollow pipe (traction mechanism) 27 with an annular piston 41, a pusher 25, a cylinder 40 and an upper adapter sleeve 42 is attached to the rod 3 from the top. Before the descent, the packer with the landing tool 26 is used by the adapter sleeve 42 are connected to a string of pipes on which they are lowered into a well (not shown in the drawing) in the installation interval (not shown in the drawing). During the descent, the borehole fluid fills the pipe string through the radial channels 7 and 24, respectively, of the barrel 1 and rod 3 and the valve seat 22. Well backwash is also carried out by injection into the annulus. If it is necessary to lower it with direct flushing, then the liquid is supplied through the pipe string, pipe 27, stem 3 with seat 22 and radial channels 24 and 7. Before installing the packer into the pipe string, throw ball 39 until it is seated in saddle 22. When the pressure rises the pipe string fluid from the pipe 27 through the holes 43 is fed into the cylinder 40, as a result, the piston 41 together with the pusher 25 moves downward, moving the upper support 14 with the upper dies 10, pushing them onto the expanding cone 12, until they break and fix relative to the walls of the well, and from moving upwards In relation to the barrel 1, the movable support 14 is fixed by a package of snap split rings 16 in the outer notches 17 of the barrel 1. Since the spring ring 33 is located in the upper technological sample 31 of the rod 3 and rests on the end face 25 of the barrel 1, before fixing the dies 10, the barrel 1 with the lower support 15 and the lower dies 9 cannot move upward relative to the rod 3. After that, the spring ring 33 is combined with the annular extension 36 of the movable support 14, disengaging from the upper technological sample 31, freeing the rod from fixing with the end face 35. With growth, pressure I destroyed shear elements 23 and 22 with a saddle throwaway ball 39 moving below the radial channels 24 of the rod 3, opening them. What is recorded by the pressure drop in the pipe string at the wellhead (pressure indicator not shown). Then they stop pumping liquid into the pipe string, which is then lifted by the wellhead lifting mechanism (not shown in the drawing). At the same time, the pipe 27, stem 3, extension 4 of the shoe with the lower support 15 is lifted, since the lower ring 34 installed on the lower technological sample 32 of the extension 4 is fixed in the annular space 37 between the stop 29 and the shoe 2. The lower support 15, moving up together with the lower explosive dies 9 and the expanding cone 11 together with the rod 3 and the barrel 1 upward relative to the upper support 14 and the expanding cone 12 with the dies 10 fixed relative to the walls of the well, compresses the sealing element 13 until it is sealed against the walls wells and inter-well separation (not shown in the drawing). After that, the lower rams 9 are torn and are pressed against the walls of the borehole along the bursting cone 11, fixing the lower support 15. In this state, the packer is also fixed with the help of a package of snap split rings 16 of the upper support 14 in the outer notches 17 of the barrel 1. Installation force (not exceeding 5 r) the packer is monitored by the wellhead weight indicator (not shown) of the pipe string. If necessary, the required amount of reagent is pumped into the under-packer space of the well through a pipe string, pipe 27, rod 3 and radial channels 24 and 7. After that, the pipe string is lowered a little (30-60 cm), as a result, the rod 3, which is released by the spring ring 33 from the barrel 1, moves down. In this case, the rod 3 with the extension 4 due to the annular narrowing 30 moves downward relative to the valve 6, the stop 29 and the shoe 2, and the lower spring ring 34 slides from the technological selection 32 into the annular narrowing 38, disengaging from the annular space 37 between the stop 29 and the shoe 2 and releasing the rod 3 with the extension 4 from the shoe 2, the lower support 15 and the barrel 1 from fixing. Then the pipe string is lifted. Using the heads 20 of the collet 18, located in the annular groove 28, the valve 6 moves upward, hermetically closing the radial channels 7. Then the heads 20 of the collet 18 are combined with the inner bore 21 and under the action of the petals 19 of the collet 18 go out of interaction with the annular groove 28, freeing rod 3 from engagement with collet 18. The rod 3 is raised above the packer and, if necessary, washed with direct or reverse washing through channels 24from the reagents pumped into the under-packer space. Next, the pipe string, adapter sleeve 42, pipe 27, rod 3 with extension 4, seat 22 and ball 39 are removed from the well, and the packer remains in the well.

Шток 3 и удлинителе 4 при спуске пакера в сложные по профилю или горизонтальные скважины могут быть соединены между собой при помощи левой резьбы (на чертеже показана условно) в случае несанкционированного заклинивания каких-либо элементов на удлинителе 4, то шток 3 откручивают по левой резьбе, клапан 7 закрывается и шток 3 без удлинителя извлекается из скважины, исключая аварийную ситуацию.Rod 3 and extension 4, when the packer is lowered into complex or horizontal wells, can be interconnected using the left thread (conventionally shown in the drawing) in case of unauthorized jamming of any elements on extension 4, the rod 3 is unscrewed by the left thread, the valve 7 is closed and the rod 3 without the extension cord is removed from the well, excluding the emergency.

Так как для фиксации верхних плашек 10 относительно стенок скважины требуется небольшое усилие посадки, то в цилиндре 40 для смещения поршня 41 необходимо небольшое давление (не выше 2 МПа), поэтому в случае выходе из строя одного или нескольких уплотнений цилиндра 40 или поршня 41, такое давление можно создать повышенным расходом жидкости, закачиваемым в колонну труб без извлечения пакера из скважины.Since a small seating force is required to fix the upper dies 10 relative to the borehole walls, a small pressure (not higher than 2 MPa) is required in the cylinder 40 to displace the piston 41, therefore, in case of failure of one or more seals of the cylinder 40 or piston 41, such pressure can be created by increased flow rate pumped into the pipe string without removing the packer from the well.

При необходимости проведения технологических операций в подпакерном пространстве в ствол 1 пакера на колонне труб спускают наконечник с аналогичными штоку 3 радиальными каналами 24, нижним кольцевым сужением 30 и кольцевой проточкой 28. Кольцевое сужение 30 входит в клапан 6, лепестки 19 цанги 18 сжимаются головки 20 выходят из внутренней расточки 21 в кольцевую проточку 28, и клапан 6 под действием осевого усилия, направленного вниз, перемещается вниз открывая радиальные каналы 7. После чего жидкость может через каналы 7 и 24 подаваться в подпакерное пространство так и откачиваться из него. Для закрытия отверстий 7 колонну труб приподнимают, при помощи головок 20 цанги 18, размещенных в кольцевой проточке 28, клапан 6 перемещается вверх, головки 20 цанги 18 совмещаются с внутренней расточкой 21 и под действием лепестков 19 цанги 18 выходят из взаимодействия с кольцевой проточкой 28, освобождая наконечник от зацепления с цангой 18. Колонну труб с наконечником извлекаю из скважины.If it is necessary to carry out technological operations in the under-packer space, a tip with radial channels 24, a lower annular narrowing 30 and an annular groove 28 is lowered into the trunk 1 of the packer on the pipe string. The annular narrowing 30 enters the valve 6, the petals 19 of the collet 18 are compressed, the heads 20 exit from the inner bore 21 into the annular groove 28, and the valve 6, under the action of an axial force directed downward, moves downward opening the radial channels 7. After that, the liquid can be supplied through the channels 7 and 24 to the sub-packer space and pump out of it. To close the openings 7, the pipe string is lifted, with the help of the heads 20 of the collet 18 located in the annular groove 28, the valve 6 moves up, the heads 20 of the collet 18 are combined with the inner bore 21 and under the action of the petals 19 of the collet 18 go out of interaction with the ring groove 28, releasing the tip from engagement with the collet 18. I remove the pipe string with the tip from the well.

Для удаления пакера его разбуривают, так как все конструктивные элементы, остающиеся в скважине выполнены из легко разбуриваемых материалов, например: чугун, дюраль алюминий, полиуретан, твердая резина и т.п.To remove the packer, it is drilled, since all structural elements remaining in the well are made of easily drilled materials, for example: cast iron, duralumin aluminum, polyurethane, hard rubber, etc.

Предлагаемая конструкция разбуриваемого пакера являются простой и надежной, так как нет необходимости наличия посадочного гидравлического инструмента с большим усилием посадки и, как следствие, при выходе которого из строя не нужны дополнительные спуско-подъемные операции, есть возможность прямой промывки при спуске из-за открытого обратного клапана до сбрасывания шара, поочередная посадка верхнего якоря без передачей усилия посадки их через пакер и нижнего якоря, надежная герметизация внутрискважинного пространства уплотнительным элементом, наличие после установки пакера надежного механически открываемого и закрываемого клапана, который надежно изолирует надпакерное и подпакерное пространства скважины.The proposed design of the drillable packer is simple and reliable, since there is no need for a landing hydraulic tool with a large landing force and, as a result, in the event of failure of which additional tripping operations are not necessary, there is the possibility of direct flushing during descent due to open reverse valves before dropping the ball, alternately landing the upper armature without transmitting the force of landing them through the packer and the lower armature, reliable sealing of the downhole space with a sealing element, the presence of a packer after installation of a reliable mechanically openable and closeable valve that reliably isolates the above-packer and under-packer spaces of the well.

Claims

The packer is drillable, including a hollow stem barrel with a lower extension in the axial channel and a shoe with a valve blocking the radial bore of the barrel when moving up, lower and upper explosive rams with expandable cones, between which a sealing element, upper and lower supports of explosive rams are installed, upper of which made movable with a pack of snap split rings that fix the upper support when moving it down relative to the outer grooves of the barrel, a collet, including petals with heads, while equipped with an internal bore at the lower end under the collet head, a non-return valve seat fixed inside the stem by a shear element above the radial channels of the stem, the movable support being able to interact with the pusher of the landing tool, and the rod with the possibility of connection with the traction mechanism of the landing tool, characterized in that the stem below the inner bore is equipped with an outer annular groove under the collet head, which is rigidly connected to the valve, which is supported from below by a stop, rigidly connected m through a shoe with a lower support, and made with the possibility of limited upward movement in the lower annular narrowing of the rod, moreover, the upper and lower technological samples are made for the upper and lower spring rings, respectively, on the rod extension and on the top of the rod, the upper of which is made with the possibility of fixing the rod from moving the rod relative to the trunk downward when resting on the end of the trunk and releasing it from this fixation when moving the movable upper support downward and when this ring enters the annular expansion of the slide a support, and the bottom - with the possibility of fixing the extension cord relative to the shoe when placed in the annular space between the stop and the shoe and release from this fixation when moving the rod down relative to the shoe and when this ring gets into the ring narrowing of the extension located above the lower technological sample, the reverse seat the valve is made for a throwing ball and is made with the ability to move down after the destruction of shear elements with the opening of the radial channels of the rod, while the traction mechanism landing th tool is designed as a hollow conduit connected from below with a rod and above - to a pipe string, wherein the outer surface of the nozzle is a cylinder, the nozzle communicating with the cavity, is placed within the cylinder an annular piston with a pusher at the bottom, resting on an upper movable support.