RU154511U1

RU154511U1 - PACKER DRILLING WITH A LANDING TOOL

Info

Publication number: RU154511U1
Application number: RU2015102640/03U
Authority: RU
Inventors: Рафагат Габделвалиевич Габдуллин; Дмитрий Витальевич Страхов; Владимир Борисович Оснос
Original assignee: Общество с ограниченной ответственностью "Нефтяник"
Priority date: 2015-01-27
Filing date: 2015-01-27
Publication date: 2015-08-27

Abstract

Полезная модель относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к области строительства, эксплуатации и ремонта нефтяных, газовых и других скважин, а именно к пакерам разбуриваемым. Пакер разбуриваемый с посадочным инструментом включает ствол с полым штоком с нижним удлинителем в осевом канале, башмаком и 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, а верхний подвижный конус оснащен пакетом стопорных разрезных колец, фиксирующих верхний конус при перемещении его 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. Подвижная опора выполнена с возможностью взаимодействия с толкателем посадочного инструмента, а шток с возможностью соединения с тяговым механизмом посадочного инструмента. Шток снабжен сверху упором, опирающимся на торец ствола, а 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 осевого перемещения в нижнем кольцевом сужении штока. На удлинителе штока снаружи с возможностью осевого перемещения до нижнего упора установлена гильза с нижнем внутренней и верхней наружной технологическими проточками соответственно под верхнее и нижнее пружинные кольца. Выше внутренней проточки расположен кольцевой выступ, на наружной поверхности удлинителя выполнена кольцевая проточка под нижнее пружинное кольцо, сжимаемое при осевом перемещении шток вверх с перемещением выше кольцевого выступа и опорой на него при перемещении штока вниз вместе с гильзой. Верхнее пружинное кольцо выполнено с возможностью фиксации удлинителя относительно башмака при размещении в кольцевом пространстве между упором и башмаком и освобождения от этой фиксации при перемещении штока вниз с гильзой, подпирающей это пружинное кольцо при спуске. Седло обратного клапана изготовлено под бросовый шар и выполнено с возможностью перемещения вниз после разрушения срезных элементов с открытием радиальных каналов штока. Тяговый механизм посадочного инструмента выполнен в виде переходника, соединенного снизу со штоком, а сверху - с колонной труб, а толкатель - в виде цилиндра, соединенного с верхней подвижной опорой и сообщенного с полостью штока. Внутри цилиндра размещен кольцевой поршень, жестко соединенный со стволом. Предлагаемая конструкция разбуриваемого пакера с посадочным инструментом 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 внутрискважиного пространства уплотнительным элементом, наличие после установки пакера надежного механически открываемого и закрываемого клапана, который надежно и герметично изолирует надпакерное и подпакерное пространства скважины. 1 н.п.ф., 1 ил. на 1 л. 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 to drilled packers. The packer drilled with a landing tool includes a hollow stem barrel with a lower extension in the axial channel, a shoe and a valve blocking the radial bore of the barrel when moving upward, lower and upper explosive rams with expandable cones, between which a sealing element, the upper and lower support of explosive rams are installed , the upper of which is movable, and the upper movable cone is equipped with a pack of snap split rings that fix the upper cone when moving it down relative to the outer notches of the stem la, the collet comprising a pitch with heads, wherein the barrel has an internal bore at the lower end under the head of the collet, the check valve seat, fixed inside the stem shear element above the radial shaft channels. The movable support is made with the possibility of interaction with the pusher of the landing tool, and the rod with the possibility of connection with the traction mechanism of the landing tool. The stem is equipped with an abutment resting on the barrel end, and below the inner bore it is equipped with an external annular groove under the collet head, which is rigidly connected to a valve supported from below by an abutment rigidly connected through the shoe to the lower support and made axially movable in the lower annular narrowing of the stem . On the rod extension from the outside, with the possibility of axial movement to the lower stop, a sleeve with a lower inner and upper outer technological grooves, respectively, is installed under the upper and lower spring rings. An annular protrusion is located above the inner groove, an annular groove is made under the lower spring ring on the outer surface of the extension, compressible when the rod is axially moved upward and moved above the annular protrusion and supported on it when the rod moves down with the sleeve. The upper spring ring is made 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 freeing from this fixation when moving the rod down with the sleeve supporting this spring ring during descent. The non-return valve seat is made for a throw ball and is made to move down after the destruction of shear elements with the opening of the radial channels of the rod. The traction mechanism of the landing tool is made in the form of an adapter connected from below to the rod, and from above to the pipe string, and the pusher is in the form of a cylinder connected to the upper movable support and communicated with the rod cavity. An annular piston is rigidly connected to the barrel inside the cylinder. The proposed design of a drilled packer with a landing tool is simple and reliable, since there is no need for a landing hydraulic tool with a large landing force and, as a result, upon failure of which additional tripping operations are not necessary, there is the possibility of direct flushing during the descent behind the open non-return valve 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 by a sealing element, the presence after installing the packer of a reliable mechanically opening and closing valve that reliably and tightly isolates the above-packer and under-packer spaces of the well. 1 n.p.f., 1 ill. for 1 liter

Description

Полезная модель относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к области строительства, эксплуатации и ремонта нефтяных, газовых и других скважин, а именно к пакерам 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 to 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 спускаемого 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, upon failure of which additional tripping operations are necessary, the inability to directly flush during descent due to the presence of a non-return 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, greater disconnection of the wellbore, the presence of an unreliable hydraulically openable and spring-loaded valve after installing the packer, 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 over-packer and under-packer 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 с посадочным инструментом, включающим ствол с полым штоком с нижним удлинителем в осевом канале, башмаком и 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, а верхний подвижный конус оснащен пакетом стопорных разрезных колец, фиксирующих верхний конус при перемещении его 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.The technical problem is solved by a packer drilled with a landing tool, including a barrel with a hollow rod with a lower extension in the axial channel, a shoe and a valve blocking the radial channels of the barrel when moving upward, lower and upper explosive rams with expandable cones, between which a sealing element, an upper and the lower supports of the explosive dies, the upper of which is movable, and the upper movable cone is equipped with a pack of snap split rings that fix the upper cone when moving it down about relative to the external notches of the trunk, a collet including petals with heads, the trunk being provided 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 bearing being able to interact with the pusher of the landing tool and a rod with the ability to connect with the traction mechanism of the landing tool.

Новым является то, что шток снабжен сверху упором, опирающимся на торец ствола, а 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 осевого перемещения в нижнем кольцевом сужении штока, причем на удлинителе штока снаружи с возможностью перемещения вниз до нижнего упора установлена гильза с нижнем внутренней и верхней наружной технологическими проточками соответственно под верхнее и нижнее пружинные кольца, причем выше внутренней проточки расположен кольцевой выступ, на наружной поверхности удлинителя выполнена кольцевая проточка под нижнее пружинное кольцо, сжимаемое при осевом перемещении шток вверх с перемещением выше кольцевого выступа и опорой на него при перемещении штока вниз вместе с гильзой, а верхнее пружинное кольцо выполнено с возможностью фиксации удлинителя относительно башмака при размещении в кольцевом пространстве между упором и башмаком и освобождения от этой фиксации при перемещении штока вниз с гильзой, подпирающей это пружинное кольцо при спуске, 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 переходника, соединенного снизу со штоком, а сверху - с колонной труб, а толкатель - в виде цилиндра, соединенного с верхней подвижной опорой и сообщенного с полостью штока, внутри цилиндра размещен кольцевой поршень, жестко соединенный со стволом.What is new is that the stem is equipped with an abutment resting on the barrel end, and below the internal bore it is equipped with an external annular groove under the collet head, which is rigidly connected to a valve supported from below by an abutment rigidly connected through a shoe with a lower support and made with axial movement in the lower annular narrowing of the rod, and on the rod extension from the outside with the possibility of moving down to the lower stop there is a sleeve with lower inner and upper outer technological grooves, respectively but under the upper and lower spring rings, with an annular protrusion located above the inner groove, an annular groove is made under the lower spring ring on the outer surface of the extension, compressible when the rod is axially moved upward and moved above the annular protrusion and supported on it when the rod moves down with the sleeve and the upper spring ring is made 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 When the rod moves downward with a sleeve supporting this spring ring during descent, the non-return valve seat is made for a throw ball and can move downward after the shear elements are destroyed with the radial channels of the rod open, and the traction mechanism of the landing tool is made in the form of an adapter connected from below to rod, and on top - with a pipe string, and the pusher - in the form of a cylinder connected to the upper movable support and communicated with the rod cavity, an annular piston is placed inside the cylinder, rigidly connected ny with the barrel.

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

Пакер разбуриваемый с посадочным инструментом 1 содержит ствол 2 с полым штоком 3 с нижним удлинителем 4 в осевом канале 5 и башмаком 6 с клапаном 7, перекрывающим радиальные каналы 8 ствола 2 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, а верхний подвижный конус оснащен пакетом стопорных разрезных колец 16, фиксирующих верхний конус 11 при перемещении его вниз относительно наружных насечек 17 ствола 2, цангу 18, включающую лепестки 19 с головками 20. Ствол снабжен внутренней расточкой 21 на нижнем конце под головки цанги 20. 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 26 посадочного инструмента 1, а шток 3 с возможностью соединения с тяговым механизмом 27 посадочного инструмента 1. Шток 3 снабжен сверху упором 28, опирающимся на торец 29 ствола 2. Ниже внутренней расточки 21 ствола 2 оснащен наружной кольцевой проточкой 30 под головки 20 цанги 18. Цанга 18 жестко соединена с клапаном 6, подпираемым снизу упором 31, жестко соединенным через башмак 6 с нижней опорой 15 и выполненным с возможностью осевого перемещения в нижнем кольцевом сужении 32 штока 3. На удлинителе 4 штока 3 снаружи с возможностью перемещения вниз до нижнего упора 33 удлинителя 4 установлена гильза 34 с нижнем внутренней 35 и верхней наружной 36 технологическими проточками соответственно под нижнее 37 и верхнее 38 пружинные кольца. Выше внутренней проточки 35 гильзы 34 расположен кольцевой выступ 39. На наружной поверхности удлинителя 4 выполнена кольцевая проточка 40 под нижнее пружинное кольцо 37, сжимаемое при осевом перемещении штока 3 вверх с перемещением выше кольцевого выступа 39 гильзы 34 и опорой на него при перемещении штока 3 вниз вместе с гильзой 34. Верхнее пружинное кольцо 38 выполнено с возможностью фиксации удлинителя 4 относительно башмака 6 при размещении в кольцевом пространстве 41 между упором 31 и башмаком 6 и освобождения от этой фиксации при перемещении штока 3 вниз с гильзой 34, подпирающей это пружинное кольцо 38 при спуске. Седло 22 обратного клапана изготовлено под бросовый шар 42 и выполнено с возможностью перемещения вниз после разрушения срезных элементов 23 с открытием радиальных каналов 24 штока 3. Тяговый механизм 27 посадочного инструмента 1 выполнен в виде переходника, соединенного снизу со штоком 3, а сверху - с колонной труб (на чертеже не показана), а толкатель 26 - в виде цилиндра, соединенного с верхней подвижной опорой 14 и сообщенного через отверстие 43 штока 3, кольцевого канала 44 и отверстия 45 ствола 2 с полостью штока 3. Внутри цилиндра (толкателя) 26 размещен кольцевой поршень 46, жестко соединенный со стволом 2. Уплотнения, исключающие несанкционированные перетоки жидкости, на чертеже не пронумерованы. Технические элементы и соединения, не влияющие на работоспособность пакера, на чертеже не пронумерованы.The packer drilled with the landing tool 1 contains a barrel 2 with a hollow rod 3 with a lower extension 4 in the axial channel 5 and a shoe 6 with a valve 7 that overlaps the radial channels 8 of the barrel 2 when moving up, the lower 9 and upper 10 bursting dies with corresponding expanding cones 11 and 12, between which a sealing element 13 is installed, the upper 14 and lower 15 of the support of the explosive dies 10 and 9, the upper 14 of which are movable, and the upper movable cone is equipped with a pack of snap split rings 16 that fix the upper cone 11 when Moving it downward relative to the external notches 17 of the barrel 2, the collet 18, including the petals 19 with the heads 20. The barrel is equipped with an internal bore 21 at the lower end under the head of the collet 20. The seat 22 of the check valve fixed inside the stem 3 by a shear element 23 above the radial channels 24 of the rod 3. The movable support 14 is made with the possibility of interaction with the pusher 26 of the landing tool 1, and the rod 3 with the possibility of connection with the traction mechanism 27 of the landing tool 1. The rod 3 is equipped with a stop 28 resting on the end face 29 of the barrel 2. Lower inside The lower bore 21 of the barrel 2 is equipped with an external annular groove 30 under the head 20 of the collet 18. The collet 18 is rigidly connected to the valve 6, which is supported from below by a stop 31, rigidly connected through the shoe 6 to the lower support 15 and made with the possibility of axial movement in the lower annular narrowing 32 of the rod 3. On the extension 4 of the rod 3 from the outside with the possibility of moving down to the lower stop 33 of the extension 4, a sleeve 34 is installed with the lower inner 35 and upper outer 36 technological grooves, respectively, under the lower 37 and upper 38 spring rings. An annular protrusion 39 is located above the inner groove 35 of the sleeve 34. On the outer surface of the extension 4, an annular groove 40 is made under the lower spring ring 37, which is compressed by axial movement of the rod 3 upward and displaced above the annular protrusion 39 of the sleeve 34. together with the sleeve 34. The upper spring ring 38 is made with the possibility of fixing the extension 4 relative to the shoe 6 when placed in the annular space 41 between the stop 31 and the shoe 6 and release from this fixation when moving the pc ka 3 down to the sleeve 34, propping it circlip 38 during descent. The non-return valve seat 22 is made for a throw ball 42 and can be moved down after the destruction of the shear elements 23 with the opening of the radial channels 24 of the rod 3. The traction mechanism 27 of the landing tool 1 is made in the form of an adapter connected from below to the rod 3 and from above to the column pipes (not shown), and the pusher 26 in the form of a cylinder connected to the upper movable support 14 and communicated through the hole 43 of the rod 3, the annular channel 44 and the hole 45 of the barrel 2 with the cavity of the rod 3. Inside the cylinder (pusher) 26 size ene annular piston 46 rigidly connected with the barrel 2. The seals precluding unauthorized fluid flows, not numbered in the figure. Technical elements and connections that do not affect the performance of the packer are not numbered in the drawing.

Пакер разбуриваемый работает следующим образом.Drillable packer works as follows.

Пакер разбуриваемый в сборе с посадочным инструментом 1 перед спуском соединяют через переводник (тяговый механизм) 27 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 8 и 24 соответственно ствола 2 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, муфту 27, шток 3 с седлом 22 и радиальные каналы 24 и 8. Перед установкой пакера в колонну труб бросают шар 42, до посадки его в седло 22. От перемещения вниз штока 3 относительно ствола 2 предохраняет верхний упор 28, взаимодействующий с торцом 29 ствола 2. При повышении давления в колонне труб жидкость из штока 3 через отверстия 43, кольцевой канал 44 и отверстия 45 подается в цилиндр 26, который перемещается вниз от поршня 46, 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 2 конус 12 фиксируется пакетом стопорных разрезных колец 16 в наружных насечках 17 ствола 2. При росте давления разрушаются срезные элементы 23, а седло 22 с бросовым шаром 42 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 нижнее пружинное кольцо 37 сжимается в кольцевой проточке 40, перемещаясь из нижней кольцевой проточки 35 выше кольцевого выступа 39 гильзы 34, нижний упор 33 упирается в гильзу 34 и верхнее кольцо 38, установленное в кольцевом пространстве 41 между упором 31 и башмаком 6, увлекает вверх башмак 6 с нижней опорой 15. Нижняя опора 15, перемещаясь вверх вместе с нижними разрывными плашками 9 и разжимным конусом 11 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 разжимному конусу 11 прижимаются к стенкам скважины, фиксируя нижнюю опору 15. В таком состоянии пакер дополнительно фиксируется также при помощи пакета стопорных разрезных колец 16 верхнего разжимного конуса 12 в наружных насечках 17 ствола 2. 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, шток 3 и радиальные каналы 24 и 8 закачивают необходимое количество реагента. После чего колонну труб немного опускают (30-60 см), в результате шток 3 перемещается вниз. При этом шток 3 с удлинителем 4 благодаря кольцевому сужению 32 перемещается вниз относительно клапана 7, упора 31 и башмака 6 вместе с гильзой 34, толкаемой за кольцевой выступ 39 нижним пружинным кольцом 37, а верхнее пружинное кольцо 38 соскальзывает с технологической выборки 36 в образовавшееся пространство удлинителя 4 между штоком 3 и гильзой 34, выходя из зацепления с кольцевым пространством 41 между упором 31 и башмаком 6 и освобождая от фиксации шток 3 с удлинителем 4 от башмака 6, нижней опоры 15 и ствола 2. Затем колонну труб приподнимают. При помощи головок 20 цанги 18, размещенных в кольцевой проточке 30, клапан 7 перемещается вверх, герметично перекрывая радиальные каналы 8. Потом головки 20 цанги 18 совмещаются с внутренней расточкой 21 и под действием лепестков 19 цанги 18 выходят из взаимодействия с кольцевой проточкой 30, освобождая шток 3 от зацепления с цангой 18. Шток 3 приподнимают выше пакера и промываю его при необходимости прямой или обратной промывкой через каналы 24 от реагентов закаченных в подпакерное пространство. Далее колонну труб, переводник 27, шток 3 с удлинителем 4, седлом 22 и шаром 42 извлекают из скважины, а пакер остается в скважине.The packer is drilled complete with the landing tool 1 before launching is connected through a sub (traction mechanism) 27 to the pipe string, which is lowered into the well (not shown) in the installation interval (not shown). During the descent, the borehole fluid fills the pipe string through the radial channels 8 and 24, respectively, of the barrel 2 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 fluid is fed through the pipe string, sleeve 27, stem 3 with seat 22 and radial channels 24 and 8. Before installing the packer into the pipe string, throw ball 42 until it is seated in saddle 22. From moving the rod down 3 relative to the barrel 2 protects the upper stop 28, interacting with the end face 29 of the barrel 2. With increasing pressure in the pipe string, fluid from the rod 3 through the holes 43, the annular channel 44 and the holes 45 is fed into the cylinder 26, which moves down from the piston 46, moving the upper support 14 with upper dies 10, n moving them to the expanding cone 12, until they break and fix relative to the walls of the well, and from moving upward relative to the wellbore 2, the cone 12 is fixed by a pack of snap split rings 16 in the outer notches 17 of the barrel 2. When the pressure increases, the shear elements 23 are destroyed, and the saddle 22 s a throwing ball 42 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). In this case, the lower spring ring 37 is compressed in the annular groove 40, moving from the lower annular groove 35 above the annular protrusion 39 of the sleeve 34, the lower stop 33 abuts the sleeve 34 and the upper ring 38 mounted in the annular space 41 between the stop 31 and the shoe 6 carries upward the shoe 6 with the lower support 15. The lower support 15, moving upward together with the lower explosive dies 9 and the expanding cone 11 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 borehole walls compresses the sealing element 13 until it is tightly pressed against the walls of the well and the separation of the inter-well space (not shown in the drawing). After that, the lower dies 9 are torn and are pressed against the walls of the well along the expanding cone 11, fixing the lower support 15. In this state, the packer is also additionally fixed with the help of a pack of snap split rings 16 of the upper expanding cone 12 in the outer incisions 17 of the barrel 2. Installation force (not exceeding 5 t) of 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 the pipe string, rod 3 and radial channels 24 and 8. After that, the pipe string is lowered a little (30-60 cm), as a result, the rod 3 moves down. In this case, the rod 3 with the extension 4 due to the annular narrowing 32 is moved downward relative to the valve 7, the stop 31 and the shoe 6 together with the sleeve 34, pushed behind the annular protrusion 39 by the lower spring ring 37, and the upper spring ring 38 slides from the technological sample 36 into the resulting space an extension cord 4 between the stem 3 and the sleeve 34, disengaging from the annular space 41 between the stop 31 and the shoe 6 and releasing the rod 3 with the extension 4 from the shoe 6, the lower support 15 and the barrel 2 from fixing. Then the pipe string is lifted. Using the heads 20 of the collet 18, located in the annular groove 30, the valve 7 moves upward, hermetically closing the radial channels 8. 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 30, 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 24 from reagents pumped into the under-packer space. Next, the pipe string, sub 27, rod 3 with extension 4, seat 22 and ball 42 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 8 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 8 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 26 для смещения верхней опоры 14 необходимо небольшое давление (не выше 2 МПа), поэтому в случае выходе из строя одного или нескольких уплотнений цилиндра 26 или поршня 46, 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 26 to displace the upper support 14, therefore, in the event of failure of one or more seals of the cylinder 26 or piston 46, this 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 32 и кольцевой проточкой 30. Кольцевое сужение 32 входит в клапан 7, лепестки 19 цанги 18 сжимаются головки 20 выходят из внутренней расточки 21 в кольцевую проточку 30, и клапан 6 под действием осевого усилия кольцевого сужения 32, направленного вниз, перемещается вниз открывая радиальные каналы 8. После чего жидкость может через каналы 8 и 24 подаваться в подпакерное пространство так и откачиваться из него. Для закрытия отверстий 8 колонну труб приподнимают, при помощи головок 20 цанги 18, размещенных в кольцевой проточке 30, 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 30, 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 32 and an annular groove 30 is lowered into the trunk 1 of the packer on the pipe string. The annular narrowing 32 enters the valve 7, the petals 19 of the collet 18 are compressed, the heads 20 exit from the inner bore 21 into the annular groove 30, and the valve 6, under the action of the axial force of the annular narrowing 32 directed downward, moves downward opening the radial channels 8. After that, the liquid can pass through the channels 8 and 24 under vatsya packer space in and pumped out of it. To close the openings 8, the pipe string is lifted, with the help of the heads 20 of the collet 18 located in the annular groove 30, the valve 6 is moved 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 annular groove 30, 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 внутрискважиного пространства уплотнительным элементом, наличие после установки пакера надежного механически открываемого и закрываемого клапана, который надежно и герметично 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 lementom, after the presence of the packer setting reliable mechanical opening and closing valve, which reliably and hermetically seals nadpakernoe packer and the well space.

Claims

The packer is drilled with a landing tool, including a barrel with a hollow rod with a lower extension in the axial channel, a shoe and a valve blocking the radial bore of the barrel when moving upward, lower and upper explosive rams with expandable cones, between which a sealing element, upper and lower explosive supports are installed dies, the upper of which is movable, and the upper movable cone is equipped with a pack of snap split rings that fix the upper cone when moving it down relative to the external notches with a trunk, a collet, including petals 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 support being able to interact with the pusher of the landing tool, and the stem with the ability to connect with the traction mechanism of the landing tool, characterized in that the rod is equipped with a stop on top, resting on the barrel end, and equipped with an outer ring below the inner bore a groove under the head of the collet, which is rigidly connected to a valve supported from below by a stop, rigidly connected through a shoe with a lower support and made axially movable in the lower annular narrowing of the rod, and on the stem extension from the outside, with a possibility of axial movement to the lower stop, a sleeve with lower inner and upper outer technological grooves, respectively, under the upper and lower spring rings, and above the inner groove is an annular protrusion on the outer surface of the extender, an annular groove is made under the lower spring ring, compressible during axial movement of the rod upward with movement above the annular protrusion and resting on it when the rod moves down together with the sleeve, and the upper spring ring is made with the possibility of fixing the extension cord relative to the shoe when placed in the annular space between the stop and shoe and release from this fixation when moving the rod down with a sleeve supporting this spring ring during descent, the non-return valve seat is made for a throw ball p and made with the possibility of moving 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 an adapter connected to the bottom of the rod and from above to the pipe string, and the pusher is in the form of a cylinder connected to the top movable support and connected with the cavity of the rod, an annular piston is placed inside the cylinder, rigidly connected to the barrel.