RU1788209C - Пакер - Google Patents
ПакерInfo
- Publication number
- RU1788209C RU1788209C SU904872675A SU4872675A RU1788209C RU 1788209 C RU1788209 C RU 1788209C SU 904872675 A SU904872675 A SU 904872675A SU 4872675 A SU4872675 A SU 4872675A RU 1788209 C RU1788209 C RU 1788209C
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- barrel
- sealing element
- spring
- cavity
- loaded
- Prior art date
Links
Landscapes
- Consolidation Of Soil By Introduction Of Solidifying Substances Into Soil (AREA)
Abstract
Изобретение относитс к нефтегаэодо- бывающей промышленности, а именно к оборудованию дл поингервальных обработок приствольных зон при интенсификации и ремонте скважин период их освоени и эксплуатации. Цель - упрощение технологии применени и повышение надежности работы при ремонте и наклонных и горизонтальных скважинах. Дл этого пакер включает полый ствол 1 с р дом радиальных
Description
VI 00 00
ю о ю
каналов 3, верхними 4 и нижними 4 а продольными пазами, уплотнительные элементы 5 и б с верхней 7 и нижней 8 концевой арматурой, кольцевой подпружиненный поршень 9, фиксатор ствола 10, подпружиненные кори 11 и 12, дополнительный ниж- ний уплотнительный элемент 13, образующий со стволом камеру, гидравлически св занную с полостью ствола р дом радиальных каналов 14. На стволе 1 размещены перепускной клапан 15 и гидравлический корь 16, а на нижнем торце ствола установлено седло 17 под бросовый запорный элемент. При закачке реагентов в скважину через клапан 15 на запакерованный уплотнительный элемент 5 в межтрубном пространстве действует перепад давлени
Р, создающий нагрузку сверху вниз на уплотнительный элемент 5. Возможность осевого перемещени уплотнительного элемента 5 вниз относительно составного . ствола 1 и корпуса 2, при условии превышени этой нагрузкой сил сцеплени подпружиненного кор 11 и запакерованного элемента 5 с внутренней поверхностью эксплуатационной колонны 19, исключаетс за счет дополнительного уплотнительного элемента 13, жестко закрепленного на стволе 1. Продольное перемещение ствола 1 относительно эксплуатационной колонны 19 от усили , возникающего при действии избыточного внутреннего давлени в колонне труб 18, исключаетс за счет гидравлического кор 16. 6 ил.
Изобретение относитс к нефтегазодо- бывающей промышленности, а именно - к оборудованию дл поинтервальных .опрес- совок обсадных колонн, селективной закачки изол ционных материалов, поинтервальных обработок приствольных . зон и т;д. при интенсификации и ремонте скважин в период их освоени и эксплуатации ,
Известно устройство дл закачки реагентов в скважину, включающее корпус с р дами радиальных отверстий, жестко закрепленный на нем уплотнительный элемент и размещенную над ним на корпусе дифференциальную втулку с двум р дами радиальных отверстий.
Известно также устройство дл тюин- тервальной пакеровки с целью селективной закачки изол ционных материалов, поинтервальных кислотных обработок и т.д. при ремонте скважин, включающее корпус с р дами радиальных отверстий, уплотнительный элемент, размещенный на корпусе, и дифференциальной втулкой, жестко св занной с концевыми участком уплотнительного элемента.
Недостаток данных устройств заключаетс в следующем. Поинтервальна запаке- ровка межтрубного пространства, котора осуществл етс созданием избыточного давлени в колонне труб, используемых дл спуска устройства в скважину, обеспечиваетс только при наличии избыточного давлени в колоннетруб. При сбросе избыточного давлени в НКТ происходит сразу же распа- керовка межтрубного пространства. Это вление способствует частичной закачке изол ционных (тампонажных) материалов в межтрубное пространство сквэжин выше и
ниже интервала, где установлено устройство дл селективной поинтервальной закачки реагентов в скважину. Кроме того, данное устройство невозможно использовать при
технологических операци х, требующих снижени давлени в колонне труб, на которых оно установлено в скважине, например, дл -полного отключени вышележащих обводненных пласто.в в эксплуатационных
скважинах,
Наиболее близким к изобретению по технической сущности и достигаемому результату вл етс пакер, включающий полый ствол с седлом на нижнем торце под
бросовый запорный элемент, радиальными каналами и верхним и нижним продольными пазами на наружной поверхности, установленный на стволе уплотнительный элементе верхней концевой арматурой, образующей со стволом кольцевую полость и нижней концевой арматурой, установленной с возможностью продольного перемещени относительно ствола, кольцевой подпружиненный поршень, установленный
в кольцевой полости между стволом и верхней концевой арматурой, надпоршневое пространство которого св зано через радиальные каналы с полостью ствола, а подпор- шневое через верхние продольные пазы
ствола с рабочей камерой уплотнительного элемента, выполненной с возможностью сообщени при пакеровке через верхние продольные пазы, надпоршневое пространство и радиальные каналы ствола с полостыо ствола, а при распакеровке - через нижние продольные пэзы с пространством под.уплотиительным элементом и фиксатор ствола относительно верхней концевой арматуры уплотнительного элемента.
Недостаток данного пакера заключаетс в том; что дл его сн ти , перед извлече- нием из с-хважины, необходимо осуществить проворот колонны насосно- компрессорных труб вправо на несколько оборотов дл отсоединени корпуса от верхней концевой арматуры уплотнительного элемента, а затем выполнить нат жени колонны труб дл перемещени корпуса относительно уплотнительного элемента, в результата чего произойдет разгерметизаци внутренней его полости и, как следствие этого, его распакеровка (сн тие пакера). Проворот колонны насосно-компрессорных труб на несколько оборотов вправо дл разъединени с устройствами, установленными на глубинах свыше 2500 метров в наклонных скважинах, может привести к т желым осложнени м при недостаточной прочности колонны труб, а в большинстве горизонтальных скьажин с горизонтальными участками ствола, свыше 300 м така технологи разъединени не выпплнима. Кроме того, данноч устройство нельз использовать повторно в скважине без предварительного пго извлечени на поверхность дл соединени корпуса с верхней концевой арматурой уплотнительного элемента.
Целью изобретени вл етс упрощение технологии применени и повышение надежности работы при ремонте в чаклон- ных и горизонтальных скважинах.
Указанна цел; достигаетс тем, что в пакере, включакж;рм полый ствол с седлом на нижнем торце под бросовый запорный элемент, радиальными каналами и верхним и нижним продольными пазами на наружной поверхности, у :тановленный на стволе уплотнительный элемент с верхней концевой арматурой, образующей со стволом кольцевую полость и нижней концевой арматурой , установлэнной с возможностью продольного перемещени относительно ствола, кольцевой годпружиненный поршень , установленный в кольцевой полости между стволом и верхней концевой арматурой , надпоршневое пространство которого св зано через радиальные каналы с полостью ствола, а подпоршневое верхние продольные пазы ствола с рабочей камерой уплотнительного эпемента, выполненной с возможностью сое бщени при пакеровке через верхние продольные пазы, надпорш- невое пространство и радиальные каналы ствола с полостью с твола. а при рзспакеров- ке - через нижние продольные пазы с пространством под уплотни.тельным элементом и фиксатор ствола относительно верхней концевой арматуры уплотнительного элемента , он снабжен подпружиненным корем , установленным на наружной поверхности верхней концевой арматуры уплотнительного элемента и нижним уплот- нительным элементом, образующим со стволом «амеру, гидравлически св занную с полостью ствола, при этом фиксатор относительно верхней концевой арматуры уплотнительного элемента выполнен в виде
0 подпружиненного стопора с усилием на срыв меньшим усили на срыв подпружиненного кор .
Относительные признаки изобретени обеспечивают реверсивное перемещение по
5 лого ствола относительно уплотнительного элемента с верхней и нижней концевыми арматурами при осевом нат жении или разгрузке колонны труб, на которых пакер установлен в скважине, s это обеспечивает съем
0 пакера без проворота колонны труб, что дает возможность устанавливать и снима гь пакер многократно в горизонтальных и наклонных скважинах.
На фиг.1 показан пакер, общий вид: на
5 фиг.2 - пакер с запзкерованными уплотни- тельными элементами, при проведении ремонтных работ, а именно закачке реагентов (изол ционных материалов, кислотных растворов и т.д.) в приствольную зону скважи0 ны; на фиг.З - пакер с запакерованными основными уплотнительными элементами после окончани закачки реагентов в приствольную зону скважины и сброса избыточного давлени в пакере; на фиг.А - узел А (на
5 фиг.1) в транспортном положении; на фиг.5 - узел А (на фиг.1) при проведении ремонтных работ, а именно, закачке реагентов в приствольную зону скважины; на фиг.6 - узел А (на фиг. 1) с распакерованными уплот0 нительными элементами после завершени ремонтных работ н нат жени колонны труб, на которой пакер установлен в скважине , перед извлечением пакера из скважины или перед возвращением его в исходное
5 положение (осевым перемещением корпуса вниз).
Пакер (фиг,1 и 4) состоит из полого составного ствола 1, включающего верхний и нижний корпуса 2 каждый с р дом радиаль0 ных каналов 3, верхними и нижними продольными пазами 4 и 4а, установленных на каждом корпусе ствола уплотнительных элементов 5 и 6 с верхней и нижней концевой арматурой 7 и 8, кольцевого подпружинен5 ного поршн 9, фиксатора ствола 10, выполненного в виде подпружиненного стопора, подпружиненных корей 11 и 12, дополнительного нижнего уплотнительного элемента 13, образующего со стволом 1 камеру, гидравлически св занную с полостью стьолз р дом радиальных каналов 14, На стволе 1 размещены перепускной клапан 15 и гидравлический корь 16, а на нижнем торце ствола установлено седло 17 под бросовый запорный элемент,
Пзкер работает следующим образом. Пакер спускают на колонне труб 18 в эксплуатационную колонну 19 и размещают в заданном интервале ствола скважины дл проведени ремонтных работ (фиг.1 и 4). После спуска пакера на заданную глубину скважины в колонну труб 18 пускают бросовый запорный элемент, например шар 20, а затем создают через колонну труб 18 избыточное давление, при котором осуществл етс последовательно перекрытие нижних отверстий клапана 15, запакеровкз дополнительного нижнего уплотнительного элемента 13, запакеровка уплотнительных элементов 5 и 6 и открытие верхних отверстий перепускного клапана 15 дл закачки реагентов в приствольную зону скважины через отверсти 21 эксплуатационной колонны 19 (фиг.2 и 5).
При закачке реагентов в скважину через клапан 15 на запакеровзнный уплотнитель- ный элемент 5 в межтрубном пространстве действует перепад давлени АР, создающий осевую нагрузку сверху вниз на уплот- нительный элемент 5. Возможность осевого перемещени уплотнительного элемента 5 вниз относительно составного ствола 1 и корпуса 2, при условии превышени этой нагрузкой сил сцеплени подпружиненного кор 11 и запакерованного уплотнительного элемента 5 с внутренней поверхностью эксплуатационной колонны 19, исключаетс за счет дополнительного уплотнительного элемента 13, жестко закрепленного на стволе 1 (запакерованные уплотнительные элементы 5 и 6 срздают в межтрубном пространстве скважины замкнутую герметичную полость, заполненную несжимаемой жидкостью),
Продольное перемещение ствола 1 относительно эксплуатационной колонны 19 от усили , возникающего при действии из- быточного внутреннего давлени ДР в колонне труб 18 исключаетс за счет гидравлического кор 16 (фиг.2).
По окончании проведени вышеуказанной технологической операции по ремонте скважины в данном интервале, избыточное давление в колонне труб 18 сбрасывают до нул , при этом уплотнительный элемент 13. распакеровываетс в исходное состо ние (фиг.З). Выравнивание давлени в зоне между уплотнительными элементами 5 и 6 с дав- лением в зонах под уплотнител ышм
элементом 5 и над уплотнительным элементом б происходит за счет перетока жидкости в зоны между уплотнительными элементами 5 и б в полость составного ствола корпуса
. через нижние отверсти перепускного клапана 15 (фиг.З).
В этом положении пакера уплотнительный элемент 5с концевой арматурой 7 и 8 закреплен на внутренней поверхности экс0 плуатационной колонны 19 за счет действующих сил сцеплени с ней подпружиненного кор 11 и запакерованного уплотнительного элемента 5. При этом величина усили на срыв подпружиненного
5 кор 11 заведомо больше величины усили на срыв фиксатора 10, Дл распакеровки уплотнительного элемента 5 срздают осевое нат жение колонны труб 18, передаваемое на ствол 1, под действием которого
0 преодолеваетс усилие, удерживающее верхнюю концевую арматуру 7 на корпусе 2 фиксатором 10 и ствол 1 с корпусом 2 перемещаютс вверх относительно уплотнительного элемента 5. При этом происходит
5 сообщение внутренней полости уплотнительного элемента 5 с межтрубным пространством по нижним продольным пазам 4а на корпусе 2 и, как следствие, распаке- ровка уплотнительного элемента 5 (фиг.6).
0 Если требуетс произвести повторные
ремонтные работы в интервале скважины
выше первоначального интервала установ ки пакера, то после подъема его на 2-3 м
выше заданного интервала осуществл ют
5 доспуск устройства на 2-3 м точно в заданный интервал. При этом происходит перемещение полого составного ствола 1, включающего верхний и нижний корпус 2, вниз относительно уплотнительного эле0 мента 5, закрепленного на внутренней поверхности эксплуатационной колонны 19 за счет действующих сил сцеплени с ней подпружиненного кор 11 и, таким образом, устройство принимает свое исходное поло5 жение, соответствующее изображению на фиг,1 и 4.
Claims (1)
- Формула изобретени .Пзкер, включающий полый ствол с седлом на нижнем торце под бросовый запор0 ный элемент, радиальными каналами и верхним и нижним продольными пазами на наружной поверхности, установленный на стволе уплотнительный элемент с верхней концевой арматурой, образующей со ство5 лом кольцевую полость и нижней концевой арматурой, установленной с возможностью продольного перемещени относительно ствола, кольцевой подпружиненный поршень , установленный в кольцевой полости между стволом и верхней концевой арматурой , надпоршневсх тространство которого св зано через радиальные каналы с полостью ствола, а подпоршневое через верхние продольные пазы ствола с рабочей камерой уплотнительного элемента, выполненной с возможностью сообщени при пакеровке через верхние продольные пазы, надпорш- невое пространство и радиальные каналы ствола с полостью ствола, а при распакеров- ке - через нижние продольные пазы с пространством под уплотнительным элементом и фиксатор ствола относительно верхней концевой арматуры уплотнительного элемента , отличающийс тем, что, с целью(риг. 2упрощени технологии применени и повышени надежности в работе при ремонте в наклонных и горизонтальных скважинах, он снабжен подпружиненным корем, установленным на наружной поверхности верхней концевой арматуры уплотнительного элемента , и нижним уплотнительным элементом , образующим со стволом камеру, гидравлически св занную с полостью ствола , при этом фиксатор ствола относительно верхней концевой арматуры уплотнительного элемента выполнен в виде подпружиненного стопора с усилием на срыв, меньшим усили на срыв подпружиненного кор ,фи.3
Priority Applications (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
SU904872675A RU1788209C (ru) | 1990-10-10 | 1990-10-10 | Пакер |
Applications Claiming Priority (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
SU904872675A RU1788209C (ru) | 1990-10-10 | 1990-10-10 | Пакер |
Publications (1)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
RU1788209C true RU1788209C (ru) | 1993-01-15 |
Family
ID=21539679
Family Applications (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
SU904872675A RU1788209C (ru) | 1990-10-10 | 1990-10-10 | Пакер |
Country Status (1)
Country | Link |
---|---|
RU (1) | RU1788209C (ru) |
-
1990
- 1990-10-10 RU SU904872675A patent/RU1788209C/ru active
Non-Patent Citations (1)
Title |
---|
Авторское свидетельство СССР № 1035192, кл. Е 21 В 33/10, 1981. Авторское свидетельстве СССР № 1295800.кл. Е 21 8 33/12. 1985. Lynes Produkt Catalog, 1983, р.34-35. 18(54)ПАКЕР * |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
US4569396A (en) | Selective injection packer | |
US5443124A (en) | Hydraulic port collar | |
US3818986A (en) | Selective well treating and gravel packing apparatus | |
CA3017961C (en) | Toe valve | |
US4350205A (en) | Work over methods and apparatus | |
US4903776A (en) | Casing hanger running tool using string tension | |
US4664192A (en) | Cementing apparatus and methods | |
CN109779563B (zh) | 防止洗井污染油层的组合式抽油泵 | |
US4577692A (en) | Pressure operated test valve | |
US4334582A (en) | Method of cementing from a floating vessel | |
US4286658A (en) | Isolation packer and methods of cementing from a floating vessel | |
RU1788209C (ru) | Пакер | |
US3598183A (en) | Method and apparatus for treating wells | |
RU2741882C1 (ru) | Способ многоступенчатого манжетного цементирования скважин | |
US4319638A (en) | Apparatus for cementing from a floating vessel | |
US4296808A (en) | Isolation packer extension | |
RU2101463C1 (ru) | Пакерующее устройство для избирательного испытания пластов | |
GB2384258A (en) | Method for treating tool with bypass passageway | |
RU2165516C1 (ru) | Способ заканчивания строительства скважин и устройство для его осуществления | |
RU138010U1 (ru) | Пакерующее устройство (варианты) | |
RU2065948C1 (ru) | Способ вызова притока из пласта и устройство для его осуществления | |
RU2010947C1 (ru) | Пакер | |
GB2047772A (en) | Apparatus and method for isolating an underground zone containing a fluid notably for the workover of an oil well | |
RU2101465C1 (ru) | Устройство для цементирования обсадной колонны в скважине | |
RU2131023C1 (ru) | Способ освоения, исследования скважин и интенсификации нефтегазовых притоков и устройство для его осуществления |