RU2010947C1

RU2010947C1 - Packer

Info

Publication number: RU2010947C1
Authority: RU
Inventors: Анатолий Андреевич Цыбин; Владимир Васильевич Торопынин; Виталий Николаевич Антипов; Олег Николаевич Яковлев
Original assignee: Анатолий Андреевич Цыбин; Владимир Васильевич Торопынин; Виталий Николаевич Антипов; Олег Николаевич Яковлев
Priority date: 1991-10-30
Filing date: 1991-10-30
Publication date: 1994-04-15

Abstract

FIELD: mining industry. SUBSTANCE: packer has spring-loaded anchor mounted on outer surface of upper end fittings of sealing member installed in space of shaft for limited axial movement, spring-loaded differential bushing with annular groove in outer surface and fixing pins. Locating arm of shaft fixing it with reference to upper ring fittings of sealing member is manufactured in the form of spring-loaded lock with separation force less than that of spring-loaded anchor. Shaft has radial holes. Inner surface of upper end fittings has annular groove and fixing pins are put into radial holes of shaft for successive positioning of their face parts in annular groove of differential bushing and groove of upper end fittings of sealing member with axial translation of differential bushing. EFFECT: improved efficiency, expanded operational capabilities of packer. 6 dwg

Description

Изобретение относится к горной промышленности, а именно к пакерующим устройствам для селективной закачки изоляционных материалов, поинтервальных кислотных обработок, отключения обводнившихся пластов при ремонте горизонтальных, наклонных и вертикальных скважин в период их освоения и эксплуатации. The invention relates to the mining industry, and in particular to packing devices for the selective injection of insulating materials, interval acid treatments, shut-off of waterlogged formations during the repair of horizontal, deviated and vertical wells during their development and operation.

Известен гидравлический пакер, включающий корпус с рядом радиальных отверстий и продольными пазами на наружной поверхности, уплотнительный элемент, размещенный на корпусе ниже радиальных отверстий и выше продольных пазов, верхняя концевая арматура которого соединена с корпусом, а нижняя имеет возможность продольного перемещения вдоль корпуса и подпружиненную втулку, расположенную в кольцевой полости между корпусом и верхней концевой арматурой [1] . A hydraulic packer is known, including a housing with a series of radial holes and longitudinal grooves on the outer surface, a sealing element located on the housing below the radial holes and above the longitudinal grooves, the upper end fittings of which are connected to the housing, and the lower has the ability to longitudinally move along the housing and a spring-loaded sleeve located in the annular cavity between the housing and the upper end fittings [1].

Недостаток данного устройства заключается в том, что для его снятия перед извлечением из скважины необходимо осуществить проворот колонны труб вправо на несколько оборотов для отсоединения корпуса от верхней арматуры уплотнительного элемента, а затем выполнить натяжение колонны труб для перемещения корпуса относительно уплотнительного элемента, в результате чего произойдет разгерметизация внутренней его полости и как следствие этого его распакеровка (снятие пакера). Проворот колонны труб на несколько оборотов вправо для разъединения с устройствами, установленными на глубинах свыше 2500 м в наклонных скважинах, часто приводит к тяжелым осложнениям, а в горизонтальных скважинах такая технология разъединения просто не выполнима. Кроме того, данное устройство нельзя использовать повторно в скважине без предварительного его извлечения на поверхность для соединения корпуса с верхней концевой арматурой уплотнительного элемента. The disadvantage of this device is that to remove it before removing it from the well, it is necessary to rotate the pipe string to the right by several turns to disconnect the body from the upper reinforcement of the sealing element, and then pull the pipe string to move the body relative to the sealing element, as a result of which depressurization of its internal cavity and, as a consequence, its unpacking (removal of the packer). Turning the pipe string a few turns to the right to disconnect with devices installed at depths greater than 2500 m in deviated wells often leads to serious complications, and in horizontal wells such a disconnection technology is simply not feasible. In addition, this device cannot be reused in the well without first removing it to the surface to connect the body to the upper end fittings of the sealing element.

Наиболее близким к изобретению по технической сущности и достигаемому результату является пакер, включающий ствол с перепускным клапаном для закачки реагентов в скважину, жестко связанные с концевыми частями ствола нижний и верхний корпуса, каждый с рядом радиальных отверстий и продольными пазами на наружной поверхности, нижний и верхний уплотнительные элементы, верхняя арматура которых соединена с корпусом пружинным фиксатором и с обсадной колонной в скважине - подпружиненным якорем, а нижняя имеет возможность свободного перемещения вдоль корпуса, подпружиненные втулки, расположенные в кольцевых полостях между корпусом и верхней концевой арматурой, и узел периодической фиксации нижнего уплотнительного элемента, состоящий из дополнительного корпуса с рядом радиальных отверстий, на котором закреплен концевыми арматурами дополнительный уплотнительный элемент [2] . The closest to the invention in technical essence and the achieved result is a packer, including a barrel with a bypass valve for pumping reagents into the well, rigidly connected with the end parts of the barrel lower and upper bodies, each with a number of radial holes and longitudinal grooves on the outer surface, lower and upper sealing elements, the upper reinforcement of which is connected to the housing by a spring retainer and to the casing in the well - by a spring-loaded anchor, and the lower has the possibility of free movement along the body, the spring-loaded sleeve arranged in the annular cavity between the housing and the upper end fitting and a periodic lock assembly lower sealing member consisting of a secondary body with a number of radial holes, to which is fixed the end fittings additional sealing member [2].

Недостаток данного устройства состоит в том, что узел периодической фиксации нижнего уплотнительного элемента представляет собой материалоемкую дорогостоящую конструкцию, стоимость и вес которой составляют 20-25% от стоимости и веса устройства. The disadvantage of this device is that the periodic fixation unit of the lower sealing element is a material-intensive expensive design, the cost and weight of which are 20-25% of the cost and weight of the device.

Целью изобретения является упрощение конструкции и уменьшение материалоемкости. The aim of the invention is to simplify the design and reduce material consumption.

Указанная цель достигается тем, что в пакере, включающем ствол с перепускным клапаном для закачки реагентов в скважину, жестко связанные с концевыми частями ствола нижний и верхний корпуса каждый с рядом радиальных отверстий и продольными пазами на наружной поверхности, нижний и верхний уплотнительные элементы, верхняя концевая арматура которых соединена с корпусом подпружиненным фиксатором и с обсадной колонной в скважине - подпружиненным якорем, а нижняя имеет возможность свободного перемещения вдоль корпуса, подпружиненные втулки, расположенные в кольцевых полостях между корпусом и верхней кольцевой арматурой, и узел периодической фиксации нижнего уплотнительного элемента, в нижнем корпусе и верхней концевой арматуре нижнего уплотнительного элемента выполнены соответственно дополнительный ряд радиальных отверстий и кольцевая канавка, а узел периодической фиксации выполнен в виде установленной в нижнем корпусе подпружиненной дифференциальной втулки с кольцевой канавкой на наружной поверхности и размещенных в дополнительных радиальных отверстиях корпуса пальцев-фиксаторов для периодического взаимодействия с кольцевыми канавками дифференциальной втулки и верхней концевой арматуры нижнего уплотнительного элемента. This goal is achieved by the fact that in the packer, including the barrel with a bypass valve for pumping reagents into the well, the lower and upper bodies, each with a number of radial holes and longitudinal grooves on the outer surface, lower and upper sealing elements, the upper end, are rigidly connected with the end parts of the barrel the fittings of which are connected to the housing by a spring-loaded clamp and to the casing in the well by a spring-loaded anchor, and the bottom has the ability to move freely along the housing, spring-loaded bushings, located in the annular cavities between the housing and the upper annular reinforcement, and the periodic fixation unit of the lower sealing element, an additional row of radial holes and an annular groove are respectively made in the lower housing and the upper end fittings of the lower sealing element, and the periodic fixation unit is designed as installed in the lower case a spring-loaded differential sleeve with an annular groove on the outer surface and placed in additional radial holes in the housing retainers for periodic interaction with the annular grooves of the differential sleeve and the upper end fittings of the lower sealing element.

Отличительные признаки формулы изобретения обеспечивают периодическую фиксацию запакерованного нижнего уплотнительного элемента на нижнем корпусе при закачке под избыточным давлением реагентов в скважину через перепускной клапан пакера. Distinctive features of the claims provide for periodic fixation of the sealed lower sealing element on the lower case when reagents are injected into the well under excessive pressure through the bypass valve of the packer.

Сопоставительный анализ с прототипом показывает, что заявляемое устройство отличается от него наличием новых признаков и таким образом соответствует критерию изобретения "новизна". Comparative analysis with the prototype shows that the inventive device differs from it by the presence of new features and thus meets the criteria of the invention of "novelty."

Сравнение заявляемого решения не только с прототипом, но и с другими техническими решениями в данной области техники не позволило выявить в них признаки, отличающие заявляемое решение от прототипа, что позволяет сделать вывод о соответствии изобретения критерию "существенные отличия". Comparison of the proposed solution not only with the prototype, but also with other technical solutions in the art did not allow them to identify signs that distinguish the claimed solution from the prototype, which allows us to conclude that the invention meets the criterion of "significant differences".

На фиг. 1 изображен общий вид пакера при спуске в скважину, обсаженную эксплуатационной колонной; на фиг. 2 - пакер после установки в скважине с запакерованными уплотнительными элементами при проведении ремонтных работ, а именно закачке реагентов (изоляционных материалов, кислотных реагентов и т. д. ) в приствольную зону скважины; на фиг. 3 - пакер с распакерованными уплотнительными элементами после окончания ремонтных работ; на фиг. 4 - узел I на фиг. 1 в исходном положении; на фиг. 5 - узел I на фиг. 1 при проведении ремонтных работ, а именно закачке реагентов в приствольную зону скважины; на фиг. 6 - узел I на фиг. 1 после завершения ремонтных работ и натяжения колонны труб, на которой пакер спущен в скважину, перед извлечением пакера из скважины или перед возвращением его в исходное положение осевым перемещением вниз. In FIG. 1 shows a general view of a packer during descent into a well cased by a production string; in FIG. 2 - packer after installation in the well with sealed sealing elements during repair work, namely the injection of reagents (insulation materials, acid reagents, etc.) into the near-well zone of the well; in FIG. 3 - packer with unpacked sealing elements after the completion of repair work; in FIG. 4 - node I in FIG. 1 in the starting position; in FIG. 5 - node I in FIG. 1 during repair work, namely the injection of reagents into the near-well zone of the well; in FIG. 6 - node I in FIG. 1 after completion of repair work and tension of the pipe string on which the packer is lowered into the well, before removing the packer from the well or before returning it to its original position by axial downward movement.

Пакер (фиг. 1 и 4) состоит из составного ствола 1, нижнего и верхнего корпусов 2 и 3, каждый с продольными пазами 4 и 5 на наружной поверхности и рядом радиальных отверстий 6, а нижний - с дополнительным рядом радиальных отверстий 7, нижнего и верхнего уплотнительных элементов 8 и 9 с верхней и нижней концевой арматурой 10 и 11, установленными в верхней кольцевой арматуре подпружиненными якорями 12 и 13, пружинного фиксатора 14, подпружиненной втулки 15 узла периодической фиксации нижнего уплотнительного элемента, который включает подпружиненную дифференциальную втулку 16 с кольцевой канавкой 17 на наружной поверхности и размещенные в дополнительных радиальных отверстиях 7 нижнего корпуса 2 пальцев-фиксаторов 18 для периодического их взаимодействия с кольцевой канавкой 17, подпружиненной дифференциальной втулки 16 и кольцевой канавкой 19 верхней концевой арматуры 10 нижнего уплотнительного элемента 8. На составном стволе 1 размещены перепускной клапан 20 и гидравлический якорь 21, а внутренняя полость ствола перекрыта внизу заглушкой 22. The packer (Fig. 1 and 4) consists of a composite barrel 1, lower and upper bodies 2 and 3, each with longitudinal grooves 4 and 5 on the outer surface and a number of radial holes 6, and the lower one with an additional row of radial holes 7, lower and the upper sealing elements 8 and 9 with the upper and lower end fittings 10 and 11 installed in the upper annular reinforcement with spring-loaded anchors 12 and 13, a spring clip 14, a spring-loaded sleeve 15 of the periodic fixation unit of the lower sealing element, which includes a spring-loaded differential a special sleeve 16 with an annular groove 17 on the outer surface and placed in additional radial holes 7 of the lower case 2 of the retainer pins 18 for their periodic interaction with the annular groove 17, the spring-loaded differential sleeve 16 and the annular groove 19 of the upper end fitting 10 of the lower sealing element 8. On the composite barrel 1 there is a bypass valve 20 and a hydraulic armature 21, and the inner cavity of the barrel is blocked at the bottom by a plug 22.

Устройство работает следующим образом. Устройство спускают на колонне труб 23 в эксплуатационную колонну 24 и размещают в заданном интервале ствола скважины, например, напротив зоны перфорации 25 продуктивного пласта для обработки приствольной зоны с целью повышения нефтеотдачи (фиг. 1 и 4). При спуске в скважину внутренняя полость устройства и колонна труб 23 заполняются жидкостью из скважины через нижние отверстия в перепускном клапане 20. Создают по колонне труб 23 избыточное давление в пакере, при котором осуществляется последовательно перекрытие нижних отверстий клапана 20, перемещение дифференциальной втулки 16 вниз и как следствие этого смещение пальцев-фиксаторов 18 в кольцевую канавку 19 верхней концевой арматуры 10, запакеровка уплотнительных элементов 8 и 9 и открытие верхних отверстий перепускного клапана 20 для закачки реагентов в приствольную зону скважины через зону перфорации 25 (см. фиг. 2 и 5). The device operates as follows. The device is lowered on the pipe string 23 into the production string 24 and placed in a predetermined interval of the wellbore, for example, opposite the perforation zone 25 of the reservoir for processing the near-wellbore zone in order to increase oil recovery (Figs. 1 and 4). When lowering into the well, the internal cavity of the device and the pipe string 23 are filled with liquid from the well through the lower holes in the bypass valve 20. Overpressure in the packer is created along the pipe string 23, in which the lower holes of the valve 20 are sequentially closed, the differential sleeve 16 is moved down and the consequence of this is the displacement of the locking pins 18 into the annular groove 19 of the upper end fittings 10, sealing of the sealing elements 8 and 9 and the opening of the upper holes of the bypass valve 20 for injection reagents in near-wellbore region of the well through perforations zone 25 (see. FIGS. 2 and 5).

При закачке реагентов в скважину через клапан, расположенный над данным устройством, на запакерованный уплотнительный элемент 8 в межтрубном пространстве действует перепад давления Δ Р, создающий осевую нагрузку на уплотнительный элемент сверху вниз. Возможность осевого перемещения уплотнительного элемента 8 вниз относительно составного ствола 1 и корпуса 2 при условии превышения этой нагрузкой сил сцепления подпружиненного якоря 12 и запакерованного уплотнительного элемента с внутренней поверхностью эксплуатационной колонны 14 исключается за счет пальцев-фиксаторов 18, взаимодействующих с кольцевой канавкой 19 верхней кольцевой арматуры 10 уплотнительного элемента ( фиг. 5). When reagents are injected into the well through a valve located above this device, a pressure drop Δ P acts on the sealed sealing element 8 in the annulus, creating an axial load on the sealing element from top to bottom. The possibility of axial movement of the sealing element 8 downward relative to the composite barrel 1 and the housing 2, provided that the load exceeds the adhesion forces of the spring-loaded armature 12 and the sealed sealing element with the inner surface of the production casing 14 is excluded due to the locking pins 18 interacting with the annular groove 19 of the upper ring 10 sealing element (Fig. 5).

Продольное перемещение составного корпуса 1 пакера относительно эксплуатационной колонны 24, возникающее за счет осевого усилия от избыточного давления Δ Р на заглушку 22, исключается заякореванием пакера в эксплуатационной колонне гидравлическим якорем 21. The longitudinal movement of the composite housing 1 of the packer relative to the production casing 24, arising due to the axial force from the excess pressure Δ P on the plug 22, is eliminated by anchoring the packer in the production casing with a hydraulic armature 21.

После проведения вышеуказанной технологической операции по ремонту скважины в данном интервале избыточное давление в колонне труб 23 сбрасывают до нуля. При этом дифференциальная втулка 16 возвращается вверх в исходное положение, при котором ее кольцевая канавка 17 расположена на одном уровне с пальцами-фиксаторами 18. Выравнивание давления в зоне между уплотнительными элементами 8 и 9 с давлением в зонах под уплотнительным элементом 8 и над уплотнительным элементом 9 происходит за счет перетока жидкости из зоны между уплотнительными элементами в полость составного ствола корпуса через нижние отверстия перепускного клапана 20. Осевым натяжением колонны труб 23 перемещают вверх составной ствол 1 и корпус 2 пакера относительно уплотнительного элемента 8, так как величина усилия сцепления подпружиненного якоря 12 с эксплуатационной колонной 24 на много больше величины усилия сцепления пружинного фиксатора 14 с верхней кольцевой арматурой 10 уплотнительного элемента 8. При этом происходит сообщение внутренней полости уплотнительного элемента с межтрубным пространством по продольным пазам 5 корпуса 2, а также сообщение с внутренней полостью корпуса 2 по продольным пазам 4 и радиальным отверстиям 6 (фиг. 3 и 6). After carrying out the above technological operations for well repair in this interval, the overpressure in the pipe string 23 is reset to zero. In this case, the differential sleeve 16 returns up to its original position, in which its annular groove 17 is located at the same level with the locking pins 18. Pressure equalization in the area between the sealing elements 8 and 9 with the pressure in the areas under the sealing element 8 and above the sealing element 9 occurs due to the flow of fluid from the zone between the sealing elements into the cavity of the composite barrel of the housing through the lower holes of the bypass valve 20. By axial tension of the pipe string 23 move up the composite barrel l 1 and the case 2 of the packer relative to the sealing element 8, since the magnitude of the adhesion force of the spring anchor 12 with the production casing 24 is much greater than the magnitude of the adhesion force of the spring retainer 14 with the upper annular reinforcement 10 of the sealing element 8. In this case, the inner cavity of the sealing element communicates with annular space along the longitudinal grooves 5 of the housing 2, as well as communication with the internal cavity of the housing 2 along the longitudinal grooves 4 and radial holes 6 (Fig. 3 and 6).

Если требуется произвести повторные ремонтные работы в интервале скважины выше первоначального интервала установки пакера, то после подъема пакера на 2-3 м выше заданного второго интервала осуществляют доспуск пакера на 2-3 м точно в данный интервал. При этом происходит перемещение составного ствола 1 и корпусов 2 и 3 вниз относительно уплотнительных элементов 8 и 9 за счет действующих сил сцепления пружинного якоря 12 с эксплуатационной колонной и таким образом пакер принимает свое исходное положение, соответствующее изображению на фиг. 1 и фиг. 4. If it is necessary to carry out repeated repair work in the interval of the well above the initial interval of installation of the packer, then after raising the packer 2-3 m above the specified second interval, the packer must be re-pulled by 2-3 m exactly in this interval. In this case, the composite barrel 1 and the casings 2 and 3 are moved downward relative to the sealing elements 8 and 9 due to the acting forces of the spring armature 12 from the production casing and thus the packer assumes its initial position corresponding to the image in FIG. 1 and FIG. 4.

Технико-экономическими преимуществами предлагаемого пакера в сравнении с прототипом являются снижение стоимости изготовления и металлоемкости, а также возможность его применения в скважинах, где интервал установки пакера расположен в непосредственной близости от искусственного забоя. (56) Авторское свидетельство СССР N 1035192, кл. E 21 В 33/10, 1981. The technical and economic advantages of the proposed packer in comparison with the prototype are to reduce the cost of manufacture and metal consumption, as well as the possibility of its use in wells, where the installation interval of the packer is located in the immediate vicinity of the artificial face. (56) Copyright certificate of the USSR N 1035192, cl. E 21 B 33/10, 1981.

Авторское свидетельство N 1295800, кл. Е 21 В 33/12, 1985. Copyright certificate N 1295800, cl. E 21 B 33/12, 1985.

Gynes Product Catalog (USA), 1983, р. 34-35. Gynes Product Catalog (USA), 1983, p. 34-35.

Claims

PACKER, including a hollow barrel with a plug on the bottom end, radial channels and upper and lower longitudinal grooves on the outer surface, mounted on the barrel and forming with it a working chamber sealing element with upper end fittings forming an annular cavity with the barrel and lower end fittings installed with the possibility of longitudinal movement relative to the barrel, the barrel retainer relative to the upper end fittings and the annular spring-loaded piston mounted in the annular cavity between the barrel and the upper end fittings with the possibility of communication when packing the working chamber of the sealing element with the cavity of the barrel, mounted with the possibility of axial movement relative to the sealing element when unpacking and communication with the working chamber of the sealing element with the cavity of the barrel and the space under the packer, characterized in that it is spring loaded an anchor mounted on the outer surface of the upper end fittings of the sealing element mounted in the cavity of the barrel with the possibility limited axial movement of the spring-loaded differential sleeve with an annular groove on the outer surface and the locking pins, and the barrel retainer relative to the upper end fittings of the sealing element is made in the form of a spring-loaded stopper with a less effort to break the spring-loaded anchor, with radial holes made in the barrel, an annular groove is made on the inner surface of the upper end fittings of the sealing element, and the locking pins are mounted in radial holes Shaft holes with the possibility of sequentially placing their end parts in the annular groove of the differential sleeve and in the ring groove of the upper end fittings of the sealing element during axial movement of the differential sleeve.