RU207559U1

RU207559U1 - Packer for pipeless operation of oil wells with a borehole pump

Info

Publication number: RU207559U1
Application number: RU2021123927U
Authority: RU
Inventors: Владимир Николаевич Ивановский; Альберт Азгарович Сабиров; Алексей Валентинович Деговцов; Сергей Сергеевич Пекин
Priority date: 2021-08-12
Filing date: 2021-08-12
Publication date: 2021-11-02

Abstract

Полезная модель относится к нефтедобывающей промышленности и предназначена для перекрытия ствола скважины при беструбной эксплуатации нефтяных скважин с использованием скважинного насоса, в частности штангового, для подъема пластового флюида. Пакер для беструбной эксплуатации нефтяных скважин скважинным насосом содержит ствол, на котором расположены уплотнительные элементы, механизм фиксации, конусная втулка и обойма. Механизм фиксации выполнен в виде шариков, установленных в отверстиях обоймы с возможностью выхода из них при перемещении конусной втулки относительно обоймы. Шарики в отверстиях обоймы установлены с натягом. Диаметр каждого шарика составляет 0,7-0,9 величины зазора между торцами обсадных труб. В нижней части ствола установлен створчатый клапан. Уплотнительные элементы выполнены в виде трех самоуплотняющихся манжет с расширяющейся частью, одна из которых расширяющейся частью вверх установлена над конусной втулкой, а две других установлены в нижней части ствола пакера расширяющимися частями, направленными друг к другу. Между нижними манжетами на стволе пакера установлена разделительная втулка. Технический результат полезной модели заключается в повышении надежности пакера для беструбной эксплуатации скважин скважинным насосом. 2 ил.The utility model relates to the oil industry and is designed to shut off the wellbore during the tubeless operation of oil wells using a downhole pump, in particular a sucker rod pump, to lift the formation fluid. The packer for pipeless operation of oil wells with a borehole pump contains a bore on which sealing elements are located, a fixing mechanism, a tapered sleeve and a cage. The fixing mechanism is made in the form of balls installed in the holes of the cage with the possibility of getting out of them when moving the tapered sleeve relative to the cage. The balls in the holes of the cage are fitted with an interference fit. The diameter of each ball is 0.7-0.9 times the gap between the ends of the casing pipes. A flap valve is installed in the lower part of the barrel. Sealing elements are made in the form of three self-sealing collars with an expanding part, one of which is installed with an expanding part upwards above the tapered bushing, and the other two are installed in the lower part of the packer bore with expanding parts directed towards each other. A spacer sleeve is installed between the lower collars on the packer bore. The technical result of the utility model is to increase the reliability of the packer for pipeless operation of wells with a borehole pump. 2 ill.

Description

Полезная модель относится к нефтедобывающей промышленности и предназначена для перекрытия ствола скважины при беструбной эксплуатации нефтяных скважин с использованием скважинного насоса, в частности штангового, для подъема пластового флюида.The utility model relates to the oil industry and is designed to shut off the wellbore during the pipeless operation of oil wells using a downhole pump, in particular a sucker rod pump, to lift the formation fluid.

Наиболее близким аналогом к заявляемому техническому решению является пакер, содержащий ствол, на котором расположены уплотнительные элементы и механизм фиксации, выполненный в виде шариков, установленных в обойме и взаимодействующих с обсадной трубой скважины и включающий конусную втулку и обойму с установленными в ней шариками (см. RU 46529 U1, опуб. 10.07.2005).The closest analogue to the claimed technical solution is a packer containing a bore on which sealing elements and a fixing mechanism are located, made in the form of balls installed in the casing and interacting with the casing of the well and including a tapered sleeve and a casing with balls installed in it (see. RU 46529 U1, publ. 10.07.2005).

Недостатком известного технического решения является низкая надежность при его использовании для беструбной эксплуатации нефтяных скважин скважинным насосом обусловленная тем, что герметичность пакера обеспечивается сжатием манжет весом колонны НКТ, а при беструбной эксплуатации насосно-компрессорные трубы отсутствуют. Кроме того, фиксация пакера на обсадных трубах обеспечивается плашками и шариками, которые прижимаются к гладкой внутренней поверхности обсадной трубы при его установке, а при работе скважинного насоса, на пакер будут передаваться переменные осевые нагрузки, действующие на цилиндр штангового насоса или корпус скважинного насоса, вызванные возвратно-поступательным движением плунжера или перепадами давления на входе и выходе из насоса, что может приводить к раскреплению пакера.The disadvantage of the known technical solution is its low reliability when used for pipeless operation of oil wells with a borehole pump due to the fact that the packer tightness is ensured by compression of the cuffs by the weight of the tubing string, and there are no tubing in the case of pipeless operation. In addition, the fixation of the packer on the casing pipes is provided by dies and balls, which are pressed against the smooth inner surface of the casing pipe during its installation, and during the operation of the downhole pump, variable axial loads will be transmitted to the packer acting on the sucker rod pump cylinder or the downhole pump casing caused by reciprocating plunger movement or pressure drops at the pump inlet and outlet, which can cause the packer to break loose.

Технический результат полезной модели заключается в повышении надежности пакера для беструбной эксплуатации скважин скважинным насосом.The technical result of the utility model is to increase the reliability of the packer for pipeless operation of wells with a borehole pump.

Технический результат достигается тем, что пакер для беструбной эксплуатации нефтяных скважин скважинным насосом, содержит ствол, на котором расположены уплотнительные элементы, механизм фиксации, конусная втулка и обойма, при этом механизм фиксации выполнен в виде шариков, установленных в отверстиях обоймы с возможностью выхода из них при перемещении конусной втулки относительно обоймы, при этом, согласно полезной модели, шарики в отверстиях обоймы установлены с натягом, диаметр каждого шарика составляет 0,7-0,9 величины зазора между торцами обсадных труб, в нижней части ствола установлен створчатый клапан, а уплотнительные элементы выполнены в виде трех самоуплотняющихся манжет с расширяющейся частью, одна из которых расширяющейся частью вверх установлена над конусной втулкой, а две других установлены в нижней части ствола пакера расширяющимися частями направленными друг к другу, при этом между нижними манжетами на стволе пакера установлена разделительная втулка.The technical result is achieved by the fact that the packer for pipeless operation of oil wells with a borehole pump contains a bore on which sealing elements are located, a fixing mechanism, a tapered sleeve and a cage, while the fixing mechanism is made in the form of balls installed in the cage holes with the ability to exit from them when the tapered sleeve moves relative to the casing, while, according to the utility model, the balls in the cage holes are fitted with an interference fit, the diameter of each ball is 0.7-0.9 times the gap between the ends of the casing pipes, a flap valve is installed in the lower part of the barrel, and the sealing the elements are made in the form of three self-sealing collars with an expanding part, one of which is installed with the expanding part upward above the tapered sleeve, and the other two are installed in the lower part of the packer barrel with expanding parts directed towards each other, while a separating sleeve is installed between the lower collars on the packer barrel.

На фиг. 1 изображен разрез пакера в транспортном положении, размещенного в обсадной колонне скважины.FIG. 1 shows a section of a packer in the transport position, placed in the well casing.

На фиг. 2 изображен разрез пакера в рабочем положении, закрепленного на обсадной колонне скважины.FIG. 2 shows a sectional view of the packer in the working position, fixed to the casing of the well.

Пакер для беструбной эксплуатации нефтяных скважин с использованием скважинного насоса для подъема пластового флюида состоит из ствола 1, на котором расположены уплотнительные элементы, выполненные в виде трех самоуплотняющихся манжет 2, 3 и 4, с расширяющейся частью и механизма фиксации пакера в обсадных трубах 5. Механизм фиксации пакера в обсадных трубах 5, включает в себя конусную втулку 6 и обойму 7 с отверстиями, в которых с натягом установлены шарики 8, за счет этого шарики 8 плотно сидят в отверстиях и не выпадают из обоймы 7. Диаметр каждого шарика выбирается исходя из величины зазора H между торцами обсадных труб 5 и составляет 0,7-0,9 от этой величины. Верхняя самоуплотняющаяся манжета 2 устанавливается над конусной втулкой 6 расширяющейся частью вверх, а самоуплотняющиеся манжеты 3 и 4 располагаются в нижней части ствола 1 пакера расширяющимися частями направленными друг к другу. При этом для обеспечения зазора между нижними манжетами 3 и 4 на стволе 1 установлена разделительная втулка 9, а втулки 10 и 11 обеспечивают фиксацию манжет от осевого перемещения.A packer for pipeless operation of oil wells using a downhole pump for lifting formation fluid consists of a borehole 1, on which sealing elements are located, made in the form of three self-sealing collars 2, 3 and 4, with an expanding part and a mechanism for fixing the packer in the casing pipes 5. Mechanism fixing the packer in the casing pipes 5, includes a tapered sleeve 6 and a cage 7 with holes, in which balls 8 are installed with an interference fit, due to this, the balls 8 sit tightly in the holes and do not fall out of the cage 7. The diameter of each ball is selected based on the value the gap H between the ends of the casing pipes 5 and is 0.7-0.9 of this value. The upper self-sealing collar 2 is installed above the tapered bushing 6 with the expanding part upward, and the self-sealing collars 3 and 4 are located in the lower part of the packer bore 1 with the expanding parts directed towards each other. At the same time, to provide a gap between the lower collars 3 and 4, a separating sleeve 9 is installed on the barrel 1, and the sleeves 10 and 11 ensure the collars are fixed against axial movement.

В нижней части на торце ствола 1 установлен створчатый клапан 12, состоящий из створки 13 седла 14 с уплотнением 15 и пружины 16, которая обеспечивает закрытие створки 13. При этом внутри ствола 1 выполнен упорный бурт 17 и посадочный конус 18, используемые для установки и фиксации цилиндра штангового скважинного насоса (на фиг. 2 показан пунктирной линией пример именно для штангового насоса, однако может быть использован любой тип скважинного насоса, позволяющий осуществить беструбную эксплуатацию скважины), а также технологического инструмента, используемого для спуска и установки пакера (на фиг. 1 и фиг. 2 не показано).In the lower part, at the end of the barrel 1, a flap valve 12 is installed, consisting of a flap 13 of a saddle 14 with a seal 15 and a spring 16, which ensures the closure of the flap 13. At the same time, a thrust collar 17 and a landing cone 18 are made inside the barrel, which are used for installation and fixation the cylinder of a sucker rod pump (in Fig. 2, an example is shown with a dashed line for a sucker rod pump, however, any type of downhole pump can be used that allows for tubeless well operation), as well as a technological tool used for running and installing a packer (in Fig. 1 and Fig. 2 not shown).

Пакер для беструбной эксплуатации нефтяных скважин скважинным насосом работает следующим образом.Packer for tubeless operation of oil wells with a borehole pump works as follows.

При спуске в скважину пакер находится в транспортном положении, при котором шарики 8 не выступают за диаметральный габарит обоймы 7. Спуск и установка пакера осуществляются с помощью технологического инструмента (на фиг. 1 и фиг. 2 не показан). При спуске пакера технологический инструмент упирается в посадочный конус 18 ствола 1 и открывает при этом створку клапана 13, в результате давление над и под пакером выравнивается, что позволяет пакеру проходить сквозь жидкость без раскрытия самоуплотняющихся манжет 2, 3 и 4. Пакер спускается на необходимую глубину чуть выше муфтового соединения обсадных труб 5, технологический инструмент приподнимается и переводится в режим установки, при этом створка 13 клапана 12 благодаря пружине 16 закрывается, герметичность клапана обеспечивается уплотнением 15. После перевода в режим установки технологический инструмент приспускается, при этом осевое усилие на пакер начинает передаваться через втулку 10, на коническую втулку 6. Коническая втулка 6 перемещается вниз, выдавливая шарики 8 в отверстия обоймы 7. При этом шарики 8 начинают упираться в стенки обсадной трубы 5. При дальнейшем перемещении пакера вниз шарики 8 попадают в зазор ТУ между торцами обсадных труб 5, и происходит фиксация пакера. Из-за закрытия створчатого клапана 12 жидкость под пакером устремляется в зазор между манжетами 3 и 4 и обсадной трубой 5, благодаря чему манжеты 3 и 4 расширяются и герметизируют пространство ниже пакера. При этом на верхнюю манжету 2 начинает действовать столб жидкости, расположенный над пакером, в следствие чего верхняя манжета 2 раскрывается и прижимается к обсадной трубе 5, герметизируя пространство над пакером.When running into the well, the packer is in the transport position, in which the balls 8 do not protrude beyond the diametrical dimension of the cage 7. The packer is run and installed using a technological tool (not shown in Fig. 1 and Fig. 2). When running the packer, the technological tool rests against the landing cone 18 of the borehole 1 and opens the valve leaf 13, as a result, the pressure above and below the packer equalizes, which allows the packer to pass through the liquid without opening self-sealing collars 2, 3 and 4. The packer is lowered to the required depth just above the coupling connection of the casing pipes 5, the technological tool is lifted and switched to the setting mode, while the flap 13 of the valve 12 is closed thanks to the spring 16, the valve tightness is ensured by the seal 15. After switching to the setting mode, the technological tool is lowered, while the axial force on the packer begins transmitted through the bushing 10, to the tapered bushing 6. The tapered bushing 6 moves downward, squeezing the balls 8 into the holes of the casing 7. In this case, the balls 8 begin to abut against the walls of the casing 5. With further downward movement of the packer, the balls 8 fall into the TU gap between the ends of the casing pipes 5, and the packer is fixed a. Due to the closure of the leaflet valve 12, the liquid under the packer rushes into the gap between the collars 3 and 4 and the casing 5, due to which the collars 3 and 4 expand and seal the space below the packer. At the same time, the liquid column located above the packer begins to act on the upper collar 2, as a result of which the upper collar 2 opens and presses against the casing 5, sealing the space above the packer.

После установки пакера технологический инструмент (на фиг. 1 и 2 не показан) поднимается и в скважину спускается скважинный насос.After installing the packer, the technological tool (not shown in Figs. 1 and 2) is raised and a downhole pump is lowered into the well.

Процесс соединения скважинного насоса с пакером рассмотрим на примере скважинного штангового насоса. Фиксация цилиндра штангового насоса (на фиг. 2 показан пунктирной линией) в пакере обеспечивается упорным буртом 17 и цанговым фиксатором, установленным на цилиндре (на фиг. 1 и 2 не показан). При посадке цилиндра штангового насоса в пакере, нижняя часть цилиндра упирается в створку 13 створчатого клапана 12, открывая ее, и пластовая жидкость начинает поступать в цилиндр насоса. При этом посадочный конус 18 обеспечивает герметичность между стволом 1 пакера и цилиндром насоса. При работе штангового насоса пластовая жидкость из цилиндра насоса выбрасывается в обсадную колонну выше пакера и по обсадным трубам 5 поднимается на поверхность.Let us consider the process of connecting a downhole pump with a packer using the example of a downhole sucker rod pump. Fixation of the rod pump cylinder (in Fig. 2 shown by a dashed line) in the packer is provided by a stop collar 17 and a collet lock mounted on the cylinder (not shown in Figs. 1 and 2). When the rod pump cylinder is seated in the packer, the lower part of the cylinder abuts against the leaf 13 of the leaf valve 12, opening it, and the formation fluid begins to flow into the pump cylinder. In this case, the landing cone 18 ensures tightness between the packer barrel 1 and the pump cylinder. When the sucker rod pump is operating, the formation fluid from the pump cylinder is thrown into the casing string above the packer and rises to the surface through the casing pipes 5.

При использовании для беструбной эксплуатации других типов скважинных насосов соединение их с пакером происходит аналогичным образом.When other types of borehole pumps are used for tubeless operation, their connection to the packer occurs in the same way.

При этом установка шариков 8 в отверстиях обоймы 7 с натягом надежно фиксирует шарики 8 в транспортном положении и позволяет им выпасть из обоймы 7 при подъеме пакера. Именно такое расположение шариков в отверстиях обоймы повышает надежность пакера.In this case, the installation of balls 8 in the holes of the cage 7 with an interference fit securely fixes the balls 8 in the transport position and allows them to fall out of the cage 7 when the packer is lifted. It is this arrangement of the balls in the holes of the cage that increases the reliability of the packer.

При работе скважинного насоса осевые усилия через цилиндр или корпус скважинного насоса передаются на пакер, но благодаря тому, что диаметр шариков 8 подобран исходя из величины зазора H между торцами обсадных труб 5, при этом составляя 0,7-0,9 его величины, пакер жестко зафиксирован от осевых перемещений как вверх, так и вниз. Диаметр каждого шарика, равный 0,7-0,9 величины H, является оптимальным и подтвержден экспериментальным путем. Если диаметр шарика будет меньше 0,7H, то шарик не будет плотно сидеть в зазоре и пакеру будут характерны возвратно-поступательные колебания вслед за скважинным насосом, что не обеспечит требуемой надежности пакера. Если диаметр шарика будет больше 0,9H, то шарик не будет удерживаться за зазор и пакер не будет зафиксирован должным образом. Таким образом, выполнение диаметра каждого шарика размером 0,7-0,9 величины зазора между торцами обсадных труб позволяет повысить надежность пакера.When the borehole pump is operating, the axial forces are transmitted through the cylinder or the casing of the borehole pump to the packer, but due to the fact that the diameter of the balls 8 is selected based on the size of the gap H between the ends of the casing pipes 5, while making up 0.7-0.9 of its value, the packer rigidly fixed against axial movements both up and down. The diameter of each ball, equal to 0.7-0.9 of the value of H, is optimal and confirmed experimentally. If the diameter of the ball is less than 0.7H, then the ball will not sit tightly in the gap and the packer will be characterized by reciprocating vibrations after the downhole pump, which will not provide the required reliability of the packer. If the ball diameter is greater than 0.9H, the ball will not be held in the gap and the packer will not be properly secured. Thus, making the diameter of each ball 0.7-0.9 times the gap between the ends of the casing pipes makes it possible to increase the reliability of the packer.

Наличие трех самоуплотняющих манжет с расширяющейся частью и их взаимное расположение на стволе пакера, обеспечивают надежную герметизацию надпакерной и подпакерной зоны. Установка в нижней части ствола пакера створчатого клапана 12 позволяет спустить пакер на необходимую глубину без раскрытия самоуплотняющихся манжет, а также дает возможность производить замену скважинного насоса без глушения скважины, обеспечивая герметичность пакера, что в свою очередь повышает его надежность и снижает затраты на подземный ремонт по замене насоса.The presence of three self-sealing collars with an expanding part and their relative position on the packer bore provide reliable sealing of the above-packer and below-packer zones. Installing a casement valve 12 in the lower part of the wellbore of the packer allows the packer to be lowered to the required depth without opening self-sealing collars, and also makes it possible to replace the downhole pump without killing the well, ensuring the tightness of the packer, which in turn increases its reliability and reduces the cost of underground repairs. replacement of the pump.

Именно все конструктивные особенности одновременно: установка шариков в отверстиях обоймы с натягом, выбор диаметра шарика в диапазоне 0,7-0,9 величины зазора между торцами обсадных труб, установка створчатого клапана в нижней части ствола, выполнение уплотнительных элементов в виде трех самоуплотняющихся манжет с расширяющейся частью, установка одной манжеты над конусной втулкой расширяющейся частью верх, а двух других в нижней части ствола пакера расширяющимися частями направленными друг к другу, с зазором между ними, который обеспечивает разделительная втулка, позволяют максимально повысить надежность работы пакера для беструбной эксплуатации скважин скважинным насосом. Использование какого-либо одного из указанных признаков предлагаемого технического решения не позволит достигнуть максимальной надежности такого пакера.It is all the design features at the same time: the installation of balls in the holes of the cage with an interference fit, the choice of the diameter of the ball in the range of 0.7-0.9 of the gap between the ends of the casing pipes, the installation of a flap valve in the lower part of the barrel, the implementation of sealing elements in the form of three self-sealing cuffs with expanding part, installation of one collar above the cone sleeve with the expanding part top, and the other two in the lower part of the packer bore with expanding parts directed towards each other, with a gap between them, which is provided by a separating sleeve, maximize the reliability of the packer for pipeless operation of wells with a borehole pump ... The use of any one of the indicated features of the proposed technical solution will not allow achieving the maximum reliability of such a packer.

При необходимости подъема пакера, вначале поднимают скважинный насос, после чего в скважину спускается ловильный инструмент (на фиг. 1 и 2 не показан). Инструмент открывает створчатый клапан 12 и давление над пакером и под ним выравнивается и самоуплотняющиеся манжеты 2, 3 и 4 возвращаются в транспортное положение. Инструмент захватывает пакер за внутреннюю поверхность втулки 10, соединенной с конической втулкой 6. При подъеме инструмента коническая втулка 6 движется вверх, давая возможность шарикам 8 переместиться внутрь обоймы и выйти из зазора между обсадными трубами 5, происходит освобождение пакера, после чего он поднимается на поверхность.If it is necessary to lift the packer, the borehole pump is first raised, after which the fishing tool is lowered into the borehole (not shown in Figs. 1 and 2). The tool opens the flap valve 12 and the pressure above and below the packer is equalized and the self-sealing collars 2, 3 and 4 return to the transport position. The tool grips the packer by the inner surface of the sleeve 10 connected to the tapered sleeve 6. When the tool is lifted, the tapered sleeve 6 moves upward, allowing the balls 8 to move inside the casing and exit the gap between the casing pipes 5, the packer is released, after which it rises to the surface ...

Проведенный патентный поиск показал, что в уровне техники отсутствуют аналоги, содержащие всю совокупность существенных признаков заявляемой полезной модели, следовательно, предлагаемое техническое решение отвечает условию патентоспособности «новизна».The conducted patent search showed that in the prior art there are no analogues containing the entire set of essential features of the claimed utility model, therefore, the proposed technical solution meets the condition of patentability "novelty".

Детали и элементы пакера могут быть изготовлены из известных и широко применяемых в нефтегазовой отрасли материалов, а также путем выполнения стандартных операций на общеизвестном оборудовании, позволяющем изготавливать компоненты предлагаемого пакера. Таким образом, предлагаемое техническое решение отвечает условию патентоспособности «промышленная применимость».Parts and elements of the packer can be made from materials known and widely used in the oil and gas industry, as well as by performing standard operations on well-known equipment, which makes it possible to manufacture components of the proposed packer. Thus, the proposed technical solution meets the condition of patentability "industrial applicability".

Следует понимать, что после рассмотрения специалистом приведенного описания с примером осуществления пакера для беструбной эксплуатации нефтяных скважин скважинным насосом, а также сопроводительных чертежей, для него станут очевидными другие изменения, модификации и варианты реализации полезной модели. Таким образом, все подобные изменения, модификации и варианты реализации, а также другие области применения, не имеющие расхождений с сущностью настоящей полезной модели, следует считать защищенными настоящей полезной моделью в объеме прилагаемой формулы полезной модели.It should be understood that after a specialist considers the above description with an exemplary embodiment of a packer for tubeless operation of oil wells with a downhole pump, as well as the accompanying drawings, other changes, modifications and implementations of the utility model will become apparent to him. Thus, all such changes, modifications and implementation options, as well as other areas of application that do not differ from the essence of this utility model, should be considered protected by this utility model in the scope of the attached utility model claims.

Claims

A packer for pipeless operation of oil wells with a borehole pump, containing a bore on which sealing elements are located, a locking mechanism, a tapered sleeve and a cage, while the fixing mechanism is made in the form of balls installed in the holes of the cage with the ability to exit from them when the cone bushing moves relative to the cage , characterized in that the balls in the holes of the cage are installed with an interference fit, while the diameter of each ball is 0.7-0.9 times the gap between the ends of the casing pipes, in addition, a flap valve is installed in the lower part of the barrel, and the sealing elements are made in the form three self-sealing collars with an expanding part, one of which is installed with an expanding part upward above the tapered sleeve, and the other two are installed in the lower part of the packer bore with expanding parts directed towards each other, while a separating sleeve is installed between the lower collars on the packer bore.