RU2055977C1 - Packer device - Google Patents
Packer device Download PDFInfo
- Publication number
- RU2055977C1 RU2055977C1 RU92001137A RU92001137A RU2055977C1 RU 2055977 C1 RU2055977 C1 RU 2055977C1 RU 92001137 A RU92001137 A RU 92001137A RU 92001137 A RU92001137 A RU 92001137A RU 2055977 C1 RU2055977 C1 RU 2055977C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- sealing element
- rock
- possibility
- bushings
- end piece
- Prior art date
Links
Images
Landscapes
- Consolidation Of Soil By Introduction Of Solidifying Substances Into Soil (AREA)
Abstract
Description
Изобретение относится к нефтяной и газовой промышленности, а именно к устройствам, изолирующим забой скважины от ствола в процессе ее бурения, с последующим воздействием на пласт способами депрессии или репрессии с целью его изучения на приток флюида, улучшения коллекторских свойств и изменения прочностных характеристик. Так, пакеры применяются в устройствах, предназначенных для испытания перспективных интервалов в процессе бурения, при нагнетании под давлением тампонирующих и других смесей бурения при нагнетании под давлением тампонирующих и других смесей в трещиноватые и перистые породы для ликвидации поглощений, укрепления стенки скважины, при проведении гидрогеологических и инженерно-геологических исследований путем нагнетания воды, соляно-кислотных смесей. The invention relates to the oil and gas industry, and in particular to devices that isolate the bottom of the well from the wellbore during its drilling, followed by exposure to the formation by methods of depression or repression in order to study the fluid flow, improve reservoir properties and change strength characteristics. So, packers are used in devices designed to test promising intervals during drilling, when injecting plugging and other drilling mixtures under pressure, when injecting plugging and other mixtures under pressure into fractured and cirrus rocks to eliminate the absorption, strengthen the borehole wall, while conducting hydrogeological and engineering-geological research by injection of water, hydrochloric acid mixtures.
Недостатками известных пакерных устройств являются: наличие резинового уплотнительного элемента, обладающего сравнительно низкими прочностными характеристиками, которые в сочетании с большой способностью к различным по величине, в том числе и остаточным, деформациям, приводит к излишнему усложнению механизма распакеровки, составлению резины или всего прибора в скважине, попадания кусков резины в систему очистки буровой жидкости, что в конечном итоге обусловливает низкую надежность их работы. The disadvantages of the known packer devices are: the presence of a rubber sealing element with a relatively low strength characteristics, which, combined with a high ability to vary in size, including residual, deformations, leads to unnecessarily complicated unpacking mechanism, rubber or the entire device in the well , pieces of rubber falling into the drilling fluid purification system, which ultimately leads to low reliability of their work.
Целью изобретения является повышение надежности работы пакерного устройства за счет изменения конфигурации (формы) его посадочного места, приведшее к возможности использования более прочных материалов и непосредственно осевой силы при его распакеровке. The aim of the invention is to increase the reliability of the packer device by changing the configuration (shape) of its seat, which led to the possibility of using more durable materials and direct axial force when unpacking.
В предложенном пакерном устройстве, включающее уплотнительный элемент, согласно изобретению с целью повышения надежности его работы, уплотнительный элемент выполнен цельнометаллическим, имеет цилиндрическую ступенчатую форму и оборудован механизмами распакеровки, а также создания депрессии и репрессии на пласт. In the proposed packer device, comprising a sealing element, according to the invention in order to increase the reliability of its operation, the sealing element is made of all-metal, has a cylindrical stepped shape and is equipped with unpacking mechanisms, as well as creating depression and repression on the formation.
Механизм распакеровки включает кольцевые выступы и канавки на торце ступени с возможностью их вдавливания в горную породу на забое скважины при создании осевой нагрузки на пакер. The unpacking mechanism includes annular protrusions and grooves at the end of the stage with the possibility of pressing them into the rock at the bottom of the well when creating an axial load on the packer.
Механизм создания депрессии на пласт выполнен в виде впускного клапана, имеющего жесткое донышко, выступающее за тело пакера с возможностью его стачивания в горную породу при вращении бурильной колонны, нагруженной осевой силой. The mechanism of creating a depression on the formation is made in the form of an inlet valve having a rigid bottom protruding beyond the body of the packer with the possibility of its draining into the rock during rotation of the drill string, loaded with axial force.
Механизм создания репрессии на пласт выполнен в виде мембранного предохранительного клапана, выполняющего в зависимости от режима работы функции обратного и уравнительного клапана, имеет жесткое донышко с возможностью его разрыва давлением буровой жидкости. The mechanism for creating repression on the reservoir is made in the form of a membrane safety valve, which, depending on the operating mode, performs the functions of a check valve and equalizing valve, has a hard bottom with the possibility of bursting by drilling fluid pressure.
На чертеже изображено пакерное устройство, частичный разрез. The drawing shows a packer device, a partial section.
Корпус устройства 1 имеет в верхней части резьбу 2 для подсоединения к бурильным утяжеленным трубам, а в нижней фигурный кольцевой пояс с выступом 3 и канавкой 4, являющимися главными уплотнительными элементами механизма распакеровки. Переводник 5 с передовым наконечником 6, соединенные посредством резьбы с коэффициентом пакера, образуют сложную ступенчатую форму, причем все поверхности, соединенные точками а-б-в-г-д-е, являются уплотнительными. Центральное приемно-заборное отверстие 7 в верхней части свободно соединено с внутренним диаметром бурильных труб, а в нижней части заканчивается системой нормально закрытых клапанов. Впускные клапаны в торце 8 и на конической части 9 передовой насадки служат для сообщения подпакерного пространства с внутренней полостью бурильных труб и создания допрессии на испытуемые пласты. Каждый клапан состоит из корпуса с глухим жестким донышком 10, выступающим за уплотнительные поверхности в-д-е передового наконечника, стоп кольца 11 и резинового кольца 12. Клапан 13 в режиме депрессии пласта, т.е. его испытания, работает как обратный клапан. Он состоит из седла 14, патрубка 15, жесткого донышка 16, перепускных отверстий 17 и регулируемым упором 18 для гидроразрыва, работает как уравнительный клапан. В этом случае жесткое донышко 16 разрывается давлением буровой жидкости. The housing of the device 1 has a
Пакерное устройство работает следующим образом. Packer device operates as follows.
Пласт, подлежащий испытанию или обработке, вскрывают долотом, оборудованным передовым наконечником. В образовавшуюся выточку а-б-в-г-д-е (см.чертеж) спускают пакерное устройство такой же формы (размера). При этом внутренняя полость бурильных труб свободна от буровой жидкости. Затем бурильную колонну вращают и нагружают осевой силой, величина которой с учетом частоты вращения колонны, материала, толщины донышка впускного клапана и абразивных свойств горной породы приводит к быстрому стачиванию его выступающей части. При последующем увеличении осевой нагрузки на пакер и его полной остановке уплотнительные элементы механизма распакеровки вдавливаются в породу и окончательно отсекают пласт от затрубного пространства бурильной колонны. Вследствие депрессии пласта трубы заполнены жидкостью, пластовый флюид разрывает донышки впускных клапанов, проходит в центральное отверстие передового наконечника под обратный клапан, открывает его и попадает внутрь бурильных труб. Время отбора пластового флюида в трубы определяется расчетно-опытным путем. Для срыва пакерного устройства с него снимают осевую нагрузку, приводят во вращение колонну бурильных труб и поднимают ее. При затруднениях распакеровки, связанных с прихватом бурильной колонны, циркуляцию промывочной жидкости восстанавливают путем включения буровых насосов. Вступает в действие механизм создания репрессии на пласт, при котором жесткое донышко обратного (теперь уже циркуляционного) клапана разрывается давлением буровой жидкости. The formation to be tested or processed is opened with a bit equipped with an advanced tip. A packer device of the same shape (size) is lowered into the formed recess a-b-c-d-d (see drawing). In this case, the internal cavity of the drill pipe is free of drilling fluid. Then the drill string is rotated and loaded with axial force, the value of which, taking into account the rotational speed of the string, the material, the thickness of the bottom of the intake valve and the abrasive properties of the rock, leads to the rapid grinding of its protruding part. With a subsequent increase in the axial load on the packer and its complete stop, the sealing elements of the unpacking mechanism are pressed into the rock and finally cut off the formation from the annulus of the drill string. Due to the depression of the formation, the pipes are filled with fluid, the formation fluid breaks the bottoms of the intake valves, passes into the central hole of the advanced tip under the check valve, opens it and enters the drill pipe. The time of formation fluid formation into the pipes is determined by calculation and experimental means. To break the packer device, the axial load is removed from it, the drill pipe string is rotated and raised. In the event of unpacking difficulties associated with sticking the drill string, flushing fluid circulation is restored by turning on the mud pumps. The mechanism of creating repression on the formation comes into play, in which the rigid bottom of the check valve (now circulating) is burst by the pressure of the drilling fluid.
Claims (1)
Priority Applications (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
RU92001137A RU2055977C1 (en) | 1992-10-19 | 1992-10-19 | Packer device |
Applications Claiming Priority (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
RU92001137A RU2055977C1 (en) | 1992-10-19 | 1992-10-19 | Packer device |
Publications (2)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
RU92001137A RU92001137A (en) | 1994-09-30 |
RU2055977C1 true RU2055977C1 (en) | 1996-03-10 |
Family
ID=20130628
Family Applications (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
RU92001137A RU2055977C1 (en) | 1992-10-19 | 1992-10-19 | Packer device |
Country Status (1)
Country | Link |
---|---|
RU (1) | RU2055977C1 (en) |
Cited By (1)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
AU2015201029B2 (en) * | 2009-06-22 | 2016-12-01 | Nov Canada Ulc | Apparatus and method for stimulating subterranean formations |
-
1992
- 1992-10-19 RU RU92001137A patent/RU2055977C1/en active
Non-Patent Citations (1)
Title |
---|
Авторское свидетельство СССР N 1705554, кл. E 21B 4/25, 1992. * |
Cited By (1)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
AU2015201029B2 (en) * | 2009-06-22 | 2016-12-01 | Nov Canada Ulc | Apparatus and method for stimulating subterranean formations |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
US4842062A (en) | Hydraulic lock alleviation device, well cementing stage tool, and related methods | |
US4260164A (en) | Inflatable packer assembly with control valve | |
US4421165A (en) | Multiple stage cementer and casing inflation packer | |
US3779263A (en) | Pressure responsive auxiliary disc valve and the like for well cleaning, testing, and other operations | |
NO332985B1 (en) | Methods for treating ± one or more zones of a wellbore and a rudder well fracturing tool for wells. | |
NO334677B1 (en) | Assembly for cutting into a tubular well element | |
US20130098635A1 (en) | Receptacle sub | |
US4299397A (en) | Inflatable packer assembly with control valve | |
EP2203628B1 (en) | Shear open valve | |
US4588035A (en) | Down hole blow out preventer and method of use | |
RU2312972C2 (en) | Method and device for fluid-containing reservoir isolation | |
RU2405914C1 (en) | Method and device for well flushing | |
RU2055977C1 (en) | Packer device | |
CA1212042A (en) | Down hole blow out preventer and method of use | |
EP0722037B1 (en) | Method for injecting fluid into a wellbore | |
CN205638337U (en) | Full latus rectum of tubular column blocks up device | |
CA1132454A (en) | Inflatable packer assembly with control valve | |
RU2021486C1 (en) | Packer | |
RU2367763C1 (en) | Drill bit for well drilling on outburst-prone seams | |
RU2156355C1 (en) | Device for selective implosive treatment of producing formation | |
RU2065948C1 (en) | Method and device for initiating inflow from stratum | |
SU945386A1 (en) | Borehole shutoff valve | |
US3171481A (en) | Method of multiple string open hole cementing including the step of sealing off the annulus | |
RU2734196C1 (en) | Cased well perforation system | |
SU1578315A1 (en) | Device for pressure grouting of casing string |