RU192466U1

RU192466U1 - Mechanical packer

Info

Publication number: RU192466U1
Application number: RU2019108421U
Authority: RU
Inventors: Марат Мирсатович Нагуманов; Михаил Сергеевич Смирнов; Андрей Евгеньевич Тихонов; Ильфир Ришатович Зайнуллин; Андрей Эдуардович Кунцман
Original assignee: Общество с ограниченной ответственностью Научно-производственная фирма "Пакер"
Priority date: 2019-03-25
Filing date: 2019-03-25
Publication date: 2019-09-17

Abstract

Полезная модель относится к оборудованию для нефтегазодобывающей промышленности и предназначена для длительного герметичного разобщения интервалов ствола обсадной колонны при освоении и эксплуатации нефтяных, газовых и нагнетательных скважин. Обеспечивает повышение надежности и эффективности работы пакера механического в процессе его установки, эксплуатации и извлечения из скважины. Пакер механический содержит переводник, шток с пазом на наружной поверхности, уплотнительные элементы, верхний и нижний кожухи, установленные соответственно над и под уплотнительными элементами, верхние радиальные раздвижные опоры, подпружиненные через верхний упор, размещенный в верхнем кожухе, подпружиненный разрезной конус, верхний механический якорь, состоящий из верхнего корпуса с подпружиненными верхними плашками, нижний механический якорь, состоящий из нижнего корпуса с подпружиненными нижними плашками и планками, конуса, соединенного с нижним кожухом, фиксатор. Уплотнительные элементы надеты на втулку, установленную на шток с возможностью осевого перемещения относительно штока, причем втулка в верхней части выполнена с коническим выступом, взаимодействующим с верхними радиальными раздвижными опорами, снизу от уплотнительных элементов на втулку установлен упор, взаимодействующий с нижним кожухом. Между переводником и верхним корпусом верхнего механического якоря установлена опорная втулка с уплотнительной манжетой. 1 ил.The utility model relates to equipment for the oil and gas industry and is designed for long-term tight separation of the intervals of the casing string during the development and operation of oil, gas and injection wells. Provides increased reliability and efficiency of the mechanical packer during its installation, operation and extraction from the well. The mechanical packer contains a sub, a rod with a groove on the outer surface, sealing elements, upper and lower casings installed respectively above and below the sealing elements, upper radial sliding bearings, spring-loaded through the upper stop located in the upper casing, a spring-loaded split cone, upper mechanical anchor consisting of an upper case with spring-loaded upper dies, a lower mechanical anchor, consisting of a lower case with spring-loaded lower dies and levels, a cone, soy Inonii to the lower housing, clip. The sealing elements are worn on a sleeve mounted on the stem with the possibility of axial movement relative to the rod, and the sleeve in the upper part is made with a conical protrusion interacting with the upper radial sliding supports, and a stop interacting with the lower casing is installed below the sealing elements on the sleeve. Between the sub and the upper body of the upper mechanical armature, a support sleeve with a sealing collar is installed. 1 ill.

Description

Полезная модель относится к оборудованию для нефтегазодобывающей промышленности и предназначена для длительного герметичного разобщения интервалов ствола обсадной колонны при освоении и эксплуатации нефтяных, газовых и нагнетательных скважин.The utility model relates to equipment for the oil and gas industry and is designed for long-term tight separation of the intervals of the casing string during the development and operation of oil, gas and injection wells.

Известен механический пакер двухстороннего действия с возможностью установки на малых глубинах, включающий в себя составной уплотнительный элемент, установленный на штоке совместно с кольцами или без них. Сверху и снизу от уплотнительного элемента размещены, соответственно, верхний и нижний кожухи. В пазах верхнего и нижнего кожухов установлены соответственно верхние и нижние радиальные раздвижные опоры, прижатые к штоку пружинами, соответственно, через верхний и нижний упоры и шайбы. Верхние и нижние опоры выполнены с возможностью взаимодействия соответственно с верхним и нижним конусами. Угол уклона верхнего и нижнего конусов составляет 60 градусов. Верхний кожух соединен через переходник с кожухом, внутри которого расположена нижняя часть разрезного конуса, подпружиненного через конический упор пружиной, состоящей из комплекта тарированных колец и шайбы. В верхней части пакера расположен верхний механический якорь, выполненный с возможностью взаимодействия со стволом посредством шлицевого соединения. В нижней части штока расположен нижний механический якорь (патент №148471, МПК Е21В 33/12, опубликован 10.12.2014).Known mechanical packer double-acting with the ability to install at shallow depths, including a composite sealing element mounted on the rod with or without rings. Above and below the sealing element are placed, respectively, the upper and lower casings. In the grooves of the upper and lower casings, the upper and lower radial sliding bearings, respectively, are pressed against the rod by springs, respectively, through the upper and lower stops and washers. The upper and lower supports are configured to interact with the upper and lower cones, respectively. The slope angle of the upper and lower cones is 60 degrees. The upper casing is connected through an adapter to the casing, inside of which is located the lower part of the split cone, spring-loaded through a conical stop by a spring consisting of a set of calibrated rings and a washer. In the upper part of the packer is located the upper mechanical anchor, made with the possibility of interaction with the barrel through a spline connection. In the lower part of the rod is located the lower mechanical anchor (patent No. 148471, IPC ЕВВ 33/12, published December 10, 2014).

Недостатком известного механического пакера является необходимость создания повышенных нагрузок для достижения герметичности установки пакера, также в процессе эксплуатации над пакером в затрубном пространстве могут оседать механические примеси, что осложняет срыв пакера и извлечение его из скважины после окончания работ.A disadvantage of the known mechanical packer is the need to create increased loads in order to achieve a tight installation of the packer, and mechanical impurities can settle in the annulus during operation above the packer, which complicates the breakdown of the packer and its removal from the well after completion of work.

Задачей полезной модели является повышение надежности и эффективности работы пакера механического в процессе его установки, эксплуатации и извлечения из скважины.The objective of the utility model is to increase the reliability and efficiency of the mechanical packer during its installation, operation and extraction from the well.

Поставленная задача реализуется в конструкции пакера механического, который содержит переводник, шток с пазом на наружной поверхности, уплотнительные элементы, верхний и нижний кожухи, установленные соответственно над и под уплотнительными элементами, верхние радиальные раздвижные опоры, подпружиненные через верхний упор, размещенный в верхнем кожухе, подпружиненный разрезной конус, верхний механический якорь, состоящий из верхнего корпуса с подпружиненными верхними плашками, нижний механический якорь, состоящий из нижнего корпуса с подпружиненными нижними плашками и планками, конуса, соединенного с нижним кожухом, фиксатор, при этом, согласно полезной модели, уплотнительные элементы надеты на втулку, установленную на шток с возможностью осевого перемещения относительно штока, причем втулка в верхней части выполнена с коническим выступом, взаимодействующим с верхними радиальными раздвижными опорами, снизу от уплотнительных элементов на втулку установлен упор, взаимодействующий с нижним кожухом, кроме того, между переводником и верхним корпусом верхнего механического якоря установлена опорная втулка с уплотнительной манжетой.The task is realized in the design of the mechanical packer, which contains a sub, a rod with a groove on the outer surface, sealing elements, upper and lower casings installed respectively above and below the sealing elements, upper radial sliding bearings, spring-loaded through the upper stop located in the upper casing, spring-loaded split cone, upper mechanical anchor, consisting of the upper body with spring-loaded upper dies, lower mechanical anchor, consisting of the lower body spring-loaded lower dies and strips, a cone connected to the lower casing, a retainer, while, according to a utility model, the sealing elements are mounted on a sleeve mounted on a rod with the possibility of axial movement relative to the rod, and the sleeve in the upper part is made with a conical protrusion interacting with the upper radial sliding bearings, below the sealing elements on the sleeve mounted stop, interacting with the lower casing, in addition, between the sub and the upper case of the upper mechanism The anchor is equipped with a support sleeve with a sealing collar.

Установка втулки снижает массу уплотнительных элементов, снижает требуемую нагрузку посадки пакера, а также облегчает срыв пакера за счет исключения «прилипания» уплотнительных элементов к штоку, таким образом повышает надежность и эффективность работы пакера механического в процессе его установки, эксплуатации и извлечения из скважины после окончания работ. При посадке пакера-прототипа происходит обжатие штока резиной и прижатие уплотнительного элемента к эксплуатационной колонне. Шток же еще должен иметь ход вниз для посадки верхнего якоря, а он обжат и возникает дополнительная сила трения об резину (уплотнительный элемент). То же самое при срыве. В заявленной полезной модели шток изолирован от резины за счет установки втулки, соответственно посадка и срыв, т.е. передвижение штока относительно уплотнительных элементов, происходит без преодоления силы трения об резину.Installing the sleeve reduces the weight of the sealing elements, reduces the required packer landing load, and also facilitates the breakdown of the packer by eliminating the “sticking” of the sealing elements to the rod, thereby increasing the reliability and efficiency of the mechanical packer during installation, operation and removal from the well after completion works. When landing the prototype packer, the rod is compressed with rubber and the sealing element is pressed against the production string. The stem also has to have a downward stroke for landing of the upper armature, but it is crimped and additional friction against rubber (sealing element) arises. The same goes for a breakdown. In the claimed utility model, the stem is isolated from rubber by installing a sleeve, respectively landing and stalling, i.e. the movement of the rod relative to the sealing elements occurs without overcoming the friction against rubber.

Установка опорной втулки с уплотнительной манжетой обеспечивает защиту пакера от присыпания механическими примесями, что повышает надежность и эффективность работы пакера механического и обеспечивает беспрепятственное извлечение его из скважины после окончания работ.The installation of a support sleeve with a sealing collar provides protection for the packer from sprinkling with mechanical impurities, which increases the reliability and efficiency of the mechanical packer and ensures unhindered removal of it from the well after completion of work.

На фиг. приведена схема пакера механического в транспортном положении.In FIG. The diagram shows a mechanical packer in transport position.

Пакер механический содержит шток 1, уплотнительные элементы 2, надетые на втулку 3, которая установлена на шток 1 при помощи уплотнительных колец 4 с возможностью осевого перемещения относительно штока 1. Причем втулка 3 в верхней части выполнена с коническим выступом 5, взаимодействующим с верхними радиальными раздвижными опорами 6, установленными в пазах верхнего кожуха 7 и прижатыми к штоку 1 пружиной 8 через верхний упор 9. Верхние радиальные раздвижные опоры 6 предназначены для предотвращения затекания уплотнительных элементов 2 в кольцевой зазор между пакером и стенкой эксплуатационной колонны (на фиг. не показана). Верхний кожух 7 соединен через переходник 10 с кожухом 11, внутри которого расположена нижняя часть разрезного конуса 12, подпружиненного через конический упор 13 пружиной, состоящей из комплекта тарированных колец 14, 15 и шайбы 16. В верхней части пакера расположен верхний механический якорь, состоящий из верхнего корпуса 17, верхних плашек 18, верхняя часть которых находится внутри верхнего корпуса 17 и поджата пружиной 19 через упор 20. Верхняя часть штока 1 через переводник 21 соединяется с колонной труб (на фиг. не показана). Снизу от уплотнительных элементов 2 на втулку 3 установлен упор 22, взаимодействующий с нижним кожухом 23. В нижней части штока 1 расположен нижний механический якорь, состоящий из нижнего корпуса 24, нижних плашек 25, прижатых к штоку 1 пружиной 26, конуса 27, соединенного с нижним кожухом 23, подпружиненных планок 28, удерживаемых на нижнем корпусе 24 покрышками 29 при помощи винтов 30. В нижней части размещен фиксатор 31, концевая часть которого находится в пазу 32 штока 1.The mechanical packer contains the rod 1, the sealing elements 2, worn on the sleeve 3, which is mounted on the rod 1 using the sealing rings 4 with the possibility of axial movement relative to the rod 1. Moreover, the sleeve 3 in the upper part is made with a conical protrusion 5, interacting with the upper radial sliding bearings 6 installed in the grooves of the upper casing 7 and pressed against the rod 1 by a spring 8 through the upper stop 9. The upper radial sliding bearings 6 are designed to prevent the sealing elements 2 from flowing into the rings th gap between the packer and the production tubing wall (Fig. not shown). The upper casing 7 is connected through an adapter 10 to the casing 11, inside of which there is the lower part of the split cone 12, spring-loaded through the conical stop 13 by a spring consisting of a set of calibrated rings 14, 15 and the washer 16. The upper mechanical armature is located in the upper part of the packer, consisting of the upper housing 17, the upper dies 18, the upper part of which is inside the upper housing 17 and is preloaded by the spring 19 through the stop 20. The upper part of the rod 1 through the sub 21 is connected to the pipe string (not shown). Below the sealing elements 2, an emphasis 22 is mounted on the sleeve 3, interacting with the lower casing 23. At the bottom of the rod 1 there is a lower mechanical armature, consisting of a lower casing 24, lower dies 25 pressed against the rod 1 by a spring 26, a cone 27 connected to the lower casing 23, spring-loaded strips 28, held on the lower case 24 by tires 29 with screws 30. In the lower part there is a latch 31, the end of which is located in the groove 32 of the rod 1.

Между переводником 21 и верхним корпусом 17 верхнего механического якоря установлена опорная втулка 37 с уплотнительной манжетой 38 для защиты пакера от присыпания механическими примесями во время эксплуатации. При этом верхняя часть верхнего корпуса 17 расположена на опорной втулке 37 и упирается в уплотнительную манжету 38.Between the sub 21 and the upper casing 17 of the upper mechanical armature, a support sleeve 37 is installed with a sealing collar 38 to protect the packer from dusting with mechanical impurities during operation. In this case, the upper part of the upper housing 17 is located on the supporting sleeve 37 and abuts against the sealing collar 38.

Пакер механический работает следующим образом.The mechanical packer works as follows.

Пакер спускают в скважину на колонне труб на требуемую глубину. При спуско-подъемных операциях планки 28 нижнего механического якоря постоянно прижаты к стенкам эксплуатационной колонны. Пакер механический устанавливается в скважине без упора на забой, известным способом, путем осевых перемещений колонны труб, на которых он спускается в скважину.The packer is lowered into the well on the pipe string to the required depth. During tripping operations, the straps 28 of the lower mechanical anchor are constantly pressed against the walls of the production string. The mechanical packer is installed in the well without emphasis on the bottom, in a known manner, by axial movements of the pipe string on which it descends into the well.

Вначале приводится в действие нижний механический якорь. Конус 27, соприкасаясь с нижними плашками 25, сжимая пружину 26, переместит нижние плашки 25 в радиальном направлении до зацепления со стенками эксплуатационной колонны. При дальнейшем перемещении штока 1 вниз относительно неподвижного конуса 27, усилие передается на втулку 3, которая перемещается вниз относительно штока 1 до упора в конус 27, при этом уплотнительные элементы 2 сжимаются до соприкосновения их со стенками эксплуатационной колонны, герметизируя подпакерную зону. Происходит перевод верхних радиальных раздвижных опор 6 в рабочее положение. При дальнейшем движении вниз штока 1 и определенном значении осевой сжимающей нагрузки, создаваемой весом колонны труб, произойдет срабатывание механизма регулятора нагрузки и установка верхнего механического якоря. Нижний радиальный выступ 39 штока 1 при движении штока 1 вниз переместит в радиальном направлении разрезной конус 12 до соприкосновения с верхними плашками 18. При дальнейшем движении штока 1 вниз и создании определенной сжимающей осевой нагрузки на пакер, верхние плашки 18, взаимодействуя с разрезным конусом 12, раздвигаются радиально и зацепляются за стенками эксплуатационной колонны. При этом верхние плашки 18 через верхний корпус 17 передают усилие на сжатие уплотнительной манжеты 38. Верхний корпус 17 упирается внутренним буртиком 40 в опорную втулку 37, и уплотнительная манжета 38 сжимается, перекрывая затрубное пространство выше верхнего механического якоря, тем самым обеспечивая защиту пакера от присыпания механическими примесями, содержащимися в скважинном флюиде, что повышает надежность и эффективность работы пакера механического в процессе его эксплуатации и обеспечивает беспрепятственное извлечение его из скважины после окончания работ.The lower mechanical anchor is first actuated. The cone 27, in contact with the lower dies 25, compressing the spring 26, will move the lower dies 25 in the radial direction until it engages with the walls of the production string. With further movement of the rod 1 downward relative to the stationary cone 27, the force is transmitted to the sleeve 3, which moves downward relative to the rod 1 against the stop in the cone 27, while the sealing elements 2 are compressed until they come into contact with the walls of the production string, sealing the under-packer zone. There is a translation of the upper radial sliding bearings 6 in the working position. With further downward movement of the rod 1 and a certain value of the axial compressive load created by the weight of the pipe string, the mechanism of the load regulator will trigger and the upper mechanical armature will be installed. The lower radial protrusion 39 of the rod 1 when the rod 1 moves downward will move the split cone 12 in the radial direction until it contacts the upper dies 18. When the rod 1 moves downward further and a certain compressive axial load is created on the packer, the upper dies 18 interacting with the split cone 12, move apart radially and engage on the walls of the production casing. In this case, the upper rams 18 transmit the force to compress the sealing collar 38 through the upper housing 17. The upper housing 17 abuts against the supporting sleeve 37 by the inner collar 40, and the sealing collar 38 is compressed, blocking the annulus above the upper mechanical armature, thereby protecting the packer from dusting mechanical impurities contained in the borehole fluid, which increases the reliability and efficiency of the mechanical packer during its operation and ensures unhindered extraction of it from the well life after work.

Перевод пакера механического в транспортное положение осуществляют натяжением колонны труб. При этом шток 1 перемещается вверх относительно верхнего и нижнего механических якорей, уплотнительные элементы 2 и уплотнительная манжета 38 принимают исходную форму. Происходит переход верхних 18 и нижних 25 плашек, соответственно, верхнего и нижнего механических якорей в транспортное положение, возврат верхних радиальных раздвижных опор 6 в исходное положение.The mechanical packer is transferred to the transport position by tensioning the pipe string. When this rod 1 moves upward relative to the upper and lower mechanical anchors, the sealing elements 2 and the sealing sleeve 38 take their original shape. There is a transition of the upper 18 and lower 25 dies, respectively, of the upper and lower mechanical anchors to the transport position, the return of the upper radial sliding supports 6 to their original position.

Предложенное техническое решение позволяет повысить надежность и эффективность работы пакера механического в процессе его установки, эксплуатации и извлечения из скважины.The proposed technical solution allows to increase the reliability and efficiency of the mechanical packer during its installation, operation and extraction from the well.

Claims

A mechanical packer containing a sub, a rod with a groove on the outer surface, sealing elements, upper and lower casings mounted respectively above and below the sealing elements, upper radial sliding bearings, spring-loaded through the upper stop located in the upper casing, spring-loaded split cone, upper mechanical anchor, consisting of the upper case with spring-loaded upper dies, lower mechanical anchor, consisting of the lower case, with spring-loaded lower dies and levels, cone, with connected to the lower casing, a retainer, characterized in that the sealing elements are mounted on a sleeve mounted on the rod with the possibility of axial movement relative to the rod, and the sleeve in the upper part is made with a conical protrusion interacting with the upper radial sliding bearings, below the sealing elements on the sleeve an emphasis is installed that interacts with the lower casing; in addition, a support sleeve with a sealing collar is installed between the sub and the upper case of the upper mechanical armature.