RU1832148C

RU1832148C - Countersink packer

Info

Publication number: RU1832148C
Application number: SU904785850A
Authority: RU
Inventors: Александр Александрович Попов; Анатолий Антонович Домальчук; Владимир Юрьевич Флыс
Original assignee: Татарский Государственный Научно-Исследовательский И Проектный Институт Нефтяной Промышленности
Priority date: 1990-01-23
Filing date: 1990-01-23
Publication date: 1993-08-07

Abstract

Использование: нефтедобывающа промышленность . Сущность изобретени : разбуриваемый пакер содержит полый цилиндрический корпус с резьбовой нарезкой на наружной поверхности, установленный на корпусе уплотнительный элемент с верхними и нижним антизатекател ми и опорами. Над уплотнительным элементом на корпусе размещены верхние шлипсы в виде кольцевых секторов, имеющих радиальные пазы с зацепами и св занных срезными винтами с верхней опорой. Над верхними шлипсами размещен верхний толкатель с продольными пазами на наружной поверхности в которых размещены жестко св занные с ним винтами верхние концы удерживающих элементов в виде планок, имеющих на боковых поверхност х внизу зацепы. Нижние концы планок размещены в радиальных пазах. 3 ил.Usage: oil industry. SUMMARY OF THE INVENTION: The drillable packer comprises a hollow cylindrical body with a threaded thread on the outer surface, a sealing element mounted on the body with upper and lower anti-seals and supports. Above the sealing element on the housing, upper slips are arranged in the form of annular sectors having radial grooves with hooks and connected by shear screws to the upper support. Above the upper slips there is an upper pusher with longitudinal grooves on the outer surface, in which the upper ends of the retaining elements are rigidly connected with screws in the form of strips having hooks on the side surfaces below. The lower ends of the slats are placed in radial grooves. 3 ill.

Description

Предлагаемый разбуриваемый пакер относитс к нефтедобывающей промышленности и предназначен дл герметичного разобщени одной части ствола скважины от другой, уплотнени в нем колонны насос- но-компрессорных труб (НКТ) и различного оборудовани .The proposed drillable packer relates to the oil industry and is intended for hermetically disconnecting one part of a wellbore from another, sealing therein a tubing string and various equipment.

Цель изобретени - увеличение срока службы и надежности работы пакера в наклонно-направленных скважинах, а также снижение затрат средств и времени при извлечении пакера из скважины.The purpose of the invention is to increase the service life and reliability of the packer in directional wells, as well as reducing costs and time when removing the packer from the well.

Конструктивное выполнение предлагаемого пакера позвол ет увеличить срок служ- бы и надежность его работы в .наклонно-направленных скважинах. Это достигаетс благодар повышению коэффициента однородности нагружени уплотнительного элемента из-за того, чтоThe constructive implementation of the proposed packer allows to increase the service life and reliability of its operation in directional wells. This is achieved by increasing the coefficient of uniformity of loading of the sealing element due to the fact that

пакер устанавливаетс концентрично относительно стенок обсадной колонны, так как при посадке пакера после среза винтов верхние шлипсы, имеющие зазор со стенкой обсадной колонны благодар наличию удерживающих элементов в виде планок с зацепами на боковых поверхност х, взаимодействующих с зацепами в пазах верхних шлипсов, удерживаютс от самопроизвольного опускани , а шлипсы, соприкасающиес со стенкой обсадной колонны, вывод т пакер в концентричное положение -относительно обсадной колонны.the packer is installed concentrically relative to the casing walls, since when inserting the packer after cutting the screws, the upper slips having a gap with the casing wall due to the presence of retaining elements in the form of strips with hooks on the lateral surfaces interacting with the hooks in the grooves of the upper slips are prevented from spontaneous lowering, and the slips in contact with the casing wall bring the packer into a concentric position relative to the casing.

Кроме того, при извлечении предлагаемого пакера из скважины разбуриванием его внешней части бурильным инструментом снижаютс затраты средств и времени за счет устранени холостых оборотов инструмента путем фиксировани деталей па00 С4In addition, when removing the proposed packer from the well by drilling its outer part with a drilling tool, the cost and time are reduced by eliminating idle speed of the tool by fixing parts pa00 C4

кэke

0000

кера (верхний толкатель - верхние ш ипсы, верхн опора - верхний антизатекатель и нижний антизатекатель - нижн опора) относительно друг друга и стенки обсадной колонны.kera (upper pusher - upper joints, upper support - upper anti-skid and lower anti-shock - lower support) relative to each other and the casing wall.

На фиг.1 показан предлагаемый пакер в разрезе; на фиг.2 - взаимодействие резьбовой нарезки, выполненной на внутренней и наружной поверхност х верхнего фиксатора , с аналогичной нарезкой, выполненной на наружной поверхности корпуса и внутренней поверхности верхнего толкател ; на фиг.З - взаимодействие резьбовой нарезки, выполненной внутренней и наружной по- верхнорт х нижнего фиксатора, с аналогичной нарезкой, выполненной на наружной поверхности корпуса и внутренней поверхности нижнего толкател .Figure 1 shows the proposed packer in the context; figure 2 - the interaction of the threaded threads made on the inner and outer surfaces of the upper retainer, with a similar thread made on the outer surface of the housing and the inner surface of the upper pusher; in Fig. 3, the interaction of a threaded thread made of the inner and outer upper surface x of the lower retainer with a similar thread made on the outer surface of the housing and the inner surface of the lower push rod.

Пакер содержит полый цилиндрический корпус 1 (фиг,1) с резьбовой нарезкой на наружной поверхности, на котором установлен уплотнительный элемент в виде цилиндрической манжеты 2 с верхним 3 и нижнимThe packer contains a hollow cylindrical body 1 (Fig, 1) with a threaded thread on the outer surface, on which is installed a sealing element in the form of a cylindrical sleeve 2 with upper 3 and lower

4антизатекател ми. Над уплотнительным элементом на корпусе размещены верхние шлипсы 5 в виде кольцевых секторов, имеющих радиальные пазы 6 с зацепами 7 и св занных срезными винтами 8 с верхней опорой 9, на торце которой выполнены радиальные пазы 10. Над верхними шлипсами4 antiseptiles. Above the sealing element on the case, upper slips 5 are arranged in the form of annular sectors having radial grooves 6 with hooks 7 and connected by shear screws 8 with an upper support 9, at the end of which radial grooves are made 10. Above the upper slips

5размещен верхний толкатель 11 с продольными пазами 12 на наружной поверхности , в которых размещены жестко св занные с ним винтами 13 верхние концы удерживающих элементов в виде планок 14, имеющих на боковых поверхност х внизу зацепы 15. Нижние концы планок 14 размещены в радиальных пазах б верхних шлипсов 5. На нижнем конце корпуса 1 размещены нижние шлипсы 16 в виде кольцевых секторов, св занных срезными винтами 17 с нижней опорой 18, на торце которой выполнены радиальные пазы 19. Под шлипсами 16 на .корпусе установлен нижний толкатель 20, жестко св занный с патрубком 21, а последний - с хвостовиком 22, между которыми размещено срезное кольцо 23. Верхний 11 и нижний 20 толкатели имеют фиксаторы 24 и 25 в виде упругого разрезного кольца с резьбовой нарезкой на внутренней и наружной поверхност х, взаимодействующей с аналогичной нарезкой, выполненной на наружной поверхности корпуса 1 и внутренней поверхности толкателей 11 и 20 (фиг.2 и 3).5 there is an upper pusher 11 with longitudinal grooves 12 on the outer surface, in which the upper ends of the retaining elements are rigidly connected with screws 13 in the form of strips 14 having hooks on the lower side surfaces 15. The lower ends of the strips 14 are placed in radial grooves b of the upper slips 5. At the lower end of the housing 1, lower slips 16 are placed in the form of annular sectors connected by shear screws 17 with a lower support 18, at the end of which radial grooves are made 19. Under the slips 16 on the housing there is a lower pusher 20, rigidly connected connected with a pipe 21, and the last with a shank 22, between which a shear ring 23 is placed. The upper 11 and lower 20 pushers have clamps 24 and 25 in the form of an elastic split ring with a threaded thread on the inner and outer surfaces interacting with a similar thread, made on the outer surface of the housing 1 and the inner surface of the pushers 11 and 20 (figure 2 and 3).

Пакер работает следующим образом.The packer works as follows.

Его с помощью срезного кольца 23 (фиг.1) присоедин ют к посадочному инструменту известной конструкции и на колонне НКТ спускают в скважину. ПоUsing a shear ring 23 (Fig. 1), it is attached to a landing tool of known design and lowered into a well on a tubing string. By

достижении пакером места установки в колонне НКТ создают давление жидкости, котора проникает в посадочный инструмент. При действии усили от давлени жидкостиwhen the packer reaches the installation location in the tubing string, fluid pressure builds up that penetrates the planting tool. Under the action of pressure from the fluid

в посадочном инструменте последний начинает воздействовать на верхний толкатель 11 и через срезное кольцо 23 и патрубок 21 на нижний толкатель 20, в результате чего, начинают деформироватьс манжета 2 с ан0 тизатекател ми 3 и 4 и срезаютс винты 8 и 17, соедин ющие верхние 5 и нижние 16 шлипсы с верхней 9 и нижней 18 опорами. При этом верхние шлипсы 5, имеющие зазор со стенкой обсадной колонны, под дей- ствием собственного веса сразу же стрем тс опуститьс до соприкосновени с ней, но этому преп тствуют планки 14. зацепы 15 которых взаимодействуют с зацепамиin the planting tool, the latter begins to act on the upper pusher 11 and through the shear ring 23 and the nozzle 21 on the lower pusher 20, as a result of which, the cuff 2 begins to deform with the anti-tappings 3 and 4 and the screws 8 and 17 are cut off, connecting the upper 5 and bottom 16 slips with top 9 and bottom 18 supports. In this case, the upper slips 5, having a gap with the casing wall, under the action of their own weight, immediately tend to lower to contact with it, but this is prevented by straps 14. whose hooks 15 interact with the hooks

Q 7 шлипсов 5. При последующем действии посадочного инструмента как верхние 5, так и нижние 16 шлипсы перемещаютс равномерно , причем шлипсы, соприкасающиес со стенкой обсадной колонны, перемеща сьQ 7 slips 5. During the subsequent operation of the planting tool, both the upper 5 and lower 16 slips move uniformly, with the slips in contact with the casing wall moving

5 по опорам 9 и 18, вывод т пакер в концентричное положение относительно обс.адной колонны, что значительно повышает коэффициент однородности нагружени уплот- нительного элемента. При этом манжета 2 с5 along the supports 9 and 18, the packer is brought into a concentric position relative to the casing string, which significantly increases the uniformity coefficient of loading of the sealing element. In this case, the cuff is 2 s

0 антизатекател ми 3 и 4, деформиру сь, прижимаютс к стенке обсадной колонны и заполн ют радиальные пазы 10 и 19 опор 9 и 18. В результате как опора 9 с антизатекате- лем 3, так и антизатекатель 4 с опорой 180, anti-seals 3 and 4, deforming, are pressed against the wall of the casing and fill the radial grooves 10 and 19 of supports 9 and 18. As a result, both support 9 with antiseak 3, and antiseak 4 with support 18

5 Фиксируютс относительно друг друга, а через манжету 2 и шлипсы 16 они также фиксируютс относительно стенки обсадной колонны. После окончательной деформации манжеты 2 с антизатекател ми 3 и 4 и зацеп0 лени шлипсов 5 и 16 со стенкой обсадной колонны срезаетс кольцо 23, в результате чего посадочный инструмент автоматически отсоедин етс , а пакер за счет фиксаторов 24 и 25 остаетс в скважине в уплотненном5 are fixed relative to each other, and through the cuff 2 and the slips 16 they are also fixed relative to the wall of the casing. After the final deformation of the cuff 2 with anti-seals 3 and 4 and the engagement of the slips 5 and 16 with the casing wall, the ring 23 is cut off, as a result of which the planting tool is automatically disconnected, and the packer due to the clamps 24 and 25 remains in the well in the sealed

5 и за коренном состо нии. После этого посадочный инструмент извлекают из скважины и спускают в нее в зависимости от проводимых технологических операций то или иное скважинное оборудование (плунжер на ко лонне НКТ дл соединени ее с пакером с целью закачки в пласт жидкости под высоким давлением в нагнетательных скважинах или отсекающий клапан дл соединени его с пакером с целью подземного ремонта без глушени механизированных скважин и т.п.).5 and beyond the root state. After that, the landing tool is removed from the well and lowered into this or that downhole equipment depending on the technological operations (a plunger on the tubing string to connect it to the packer to inject high-pressure fluid into the formation in injection wells or a shut-off valve to connect it with a packer for the purpose of underground repair without jamming mechanized wells, etc.).

В случае необходимости извлечени па- кера из скважины в нее на колонне труб спускают бурильный инструмент известной конструкции. По достижении инструментом места установки пакера происходит их авто5If it is necessary to remove the packer from the well, a drilling tool of a known design is lowered into it on a pipe string. When the tool reaches the installation location of the packer, their auto5

магическое соединение с помощью захвата. Путем вращени инструмента и пр мой циркул ции промывочного раствора осуществл етс разбуривание внешней части па- кера кольцевой фрезерной головкой без холостых оборотов инструмента, что достигаетс за счет устранени вращени верхнего толкател 11 относительно верхних шлипсов 5, верхней опоры 9 относительно верхнего антизатекател 3 и нижнего анти- затекател 4 относительно нижней опоры 18 путем фиксировани их как между собой соответственно планками 14 и радиальными пазами 10 и 19 на торцах опор 9 и 18, так и относительно стенки обсадной колонны через шлипсы 5 и 16 и манжету 2. После разбуривани внешней части остальную часть пакера (корпус 1, нижний толкатель 20 с фиксатором 25 и патрубок 21с хвостовиком 22) с помощью захвата бурильного инструмента извлекают из скважины.magic connection using capture. By rotating the tool and directly circulating the washing solution, the outer part of the packer is drilled with an annular milling head without idling the tool, which is achieved by eliminating the rotation of the upper pusher 11 relative to the upper slips 5, upper support 9 relative to the upper anti-pinch 3 and lower anti - the sealant 4 relative to the lower support 18 by fixing them both with each other respectively with straps 14 and radial grooves 10 and 19 at the ends of the supports 9 and 18, and relative to the casing wall to the columns through the slots 5 and 16 and the collar 2. After drilling the outer part, the rest of the packer (body 1, lower pusher 20 with retainer 25 and nozzle 21 with shank 22) is removed from the well by gripping the drilling tool.

Технико-экономическа эффективность от использовани предлагаемого пакера создаетс благодар повышению надежности его работы и увеличению срока службы в наклонно-направленных скважинах за счет повышени коэффициента однородности нагружени уплотнительного элемента благодар возможности установки пакера кон- центрично относительно стенки обсадной колонны; снижению затрат средств и времени при съеме пакера за счет устранени The feasibility of using the proposed packer is created by increasing the reliability of its operation and increasing the service life in directional wells by increasing the uniformity of the loading of the sealing element due to the ability to install the packer concentrically relative to the casing wall; reduce costs and time when removing the packer by eliminating

холостых оборотов бурильного инструмента путем фиксировани от вращени разбуриваемых деталей пакера как между собой, так и относительно стенки обсадной колонны. idle speed of the drilling tool by fixing against rotation of the drillable packer parts both between themselves and relative to the casing wall.

Формул а иэобретени Formulas of the invention

Разбуриваемый пакер. содержащий полый цилиндрический корпус с резьбовой нарезкой на наружной поверхности, установленные на корпусе уплотнительный элемент с верхним и нижним антизатекате- л ми и опорами, верхние и нижние шлипсы в виде, кольцевых секторов, св занных срезными винтами с опорами, верхний и нижний толкатели с фиксаторами, имеющими резьбовую нарезку под нарезку корпуса и св занный с нижним толкателем патрубок сDrillable packer. comprising a hollow cylindrical body with a threaded thread on the outer surface, a sealing element mounted on the body with upper and lower anti-shock sensors and supports, upper and lower slips in the form of annular sectors connected by shear screws with supports, upper and lower pushers with clamps having a threaded thread for cutting the body and a pipe connected to the lower pusher with

хвостовиком, между которыми размещено срезное кольцо, отличающийс тем, что. с целью повышени надежности в работе пакера в наклонно направленных скважинах и облегчени разбуривэни его, онa shank between which a shear ring is arranged, characterized in that. in order to increase the reliability of the packer in directional wells and to facilitate drilling it, he

снабжен планками, верхние концы которых жестко св заны с верхним толкателем, а нижние выполнены с зацепами, при этом верхние шлипсы выполнены с радиальными пазами, в которых размещены нижние концы планок, и имеют зацепы дл взаимодействи с зацепами планок, а на торцах опор, обращенных к антизатекател м, выполнены радиальные пазы.equipped with slats, the upper ends of which are rigidly connected with the upper pusher, and the lower ends are made with hooks, while the upper slips are made with radial grooves in which the lower ends of the slats are placed, and have hooks for interacting with the hooks of the slats, and at the ends of the supports facing to anti-sag, radial grooves are made.

Фиг. 2FIG. 2

Фиг.ЗFig.Z