RU2084614C1

RU2084614C1 - Packer

Info

Publication number: RU2084614C1
Application number: RU94037493A
Authority: RU
Inventors: Н.А. Емелин; А.Д. Куликов; В.Р. Драчук
Original assignee: Акционерное общество открытого типа "Удмуртнефть"
Priority date: 1994-09-28
Filing date: 1994-09-28
Publication date: 1997-07-20
Also published as: RU94037493A

Abstract

FIELD: oil and gas industry. SUBSTANCE: packer is used for isolation of bore-hole at carrying out various technological operations in it, including those which are connected with cyclic variation of temperature of working agents being injected into well. Packer has barrel and installed on it is slip socket unit together with sealing member with hydraulic actuator. This actuator has detent for fixing piston in position. Device is also provided with additional slip socket unit mounted on barrel. Power cylinder of sealing member hydraulic actuator is fastened on barrel. EFFECT: high operational reliability, easy removal and raising. 1 cl, 1 dwg

Description

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, а именно к устройствам для разобщения ствола скважины при проведении в ней различных технологических операций, в том числе связанных с циклическим изменением температуры закачиваемых рабочих агентов. Известен пакер, включающий связанную с колонной труб муфту с патрубком, корпус с кольцевой проточкой, ствол с установленным на нем уплотнительным элементом, поршень со стопором, опорное кольцо со штифтами, установленными в проточке корпуса, взаимодействующие между собой разъемный фиксатор с гильзой, снабженный связанной резьбой с корпусом ходовой гайкой с цапфой, а патрубок выполнен с окном для размещения в нем цапфы (см.патент СССР N 839447, кл. Е 21 В 33/12, 1977). The invention relates to the oil and gas industry, and in particular to devices for separating a wellbore during various technological operations, including those associated with a cyclic change in temperature of injected working agents. A packer is known, including a coupling with a pipe string connected to a pipe string, a housing with an annular groove, a barrel with a sealing element installed on it, a piston with a stopper, a support ring with pins installed in the housing groove, a detachable latch interacting with a sleeve provided with a connected thread with a body with a running nut with a trunnion, and the nozzle is made with a window for placing the trunnion in it (see USSR Patent N 839447, class E 21 B 33/12, 1977).

Однако освобождение уплотнителя от осевой сжимающей нагрузки осуществляется путем длительного вращения колонны труб, что усложняет процесс съема пакера в наклонно-направленных скважинах, особенно при использовании термоизолированных труб, требует использования дополнительных технических средств и труб более высокой группы прочности. However, the sealant is released from the axial compressive load by prolonged rotation of the pipe string, which complicates the packer removal process in directional wells, especially when using thermally insulated pipes, requires the use of additional technical equipment and pipes of a higher strength group.

Известен также пакер, содержащий соединенный с колонной труб ствол с установленным на нем подпружиненным элементом, верхний и нижний фиксаторы, гидропривод, установленную на колонне труб упорную втулку и размещенный между ней и верхним фиксатором патрубок, который выполнен из материала с коэффициентом линейного расширения больше, чем у материала колонны труб (см. патент РФ N 1346760, кл. Е 21 В 33/12, 1986 прототип). Also known is a packer comprising a barrel connected to a pipe string with a spring element installed on it, an upper and lower retainer, a hydraulic actuator, a thrust sleeve mounted on the pipe string and a nozzle located between it and the upper retainer, which is made of material with a linear expansion coefficient greater than the material of the pipe string (see RF patent N 1346760, class E 21 B 33/12, 1986 prototype).

Однако данное устройство не обеспечивает надежной работы, снятие и подъем его затруднен, поскольку допускает перемещение уплотнительного элемента относительно места посадки в эксплуатационной колонне в связи с изменением давления, а также длины пакера при циклических изменениях температуры. За счет жесткой посадки неподвижных элементов верхнего и нижнего фиксаторов на стволе пакера при его снятии и подъеме уплотнительный элемент не освобождается от осевого сжатия, оставаясь в рабочем (распакерованном) состоянии, что затрудняет подъем, особенно при наличии разностенности обсадных труб. Использование патрубка из материала с коэффициентом линейного расширения больше, чем у материала колонны труб, существенно увеличивает длину пакера, что затрудняет его использование в наклонно-направленных скважинах. However, this device does not provide reliable operation, removing and lifting it is difficult, since it allows the movement of the sealing element relative to the landing site in the production casing due to a change in pressure, as well as the length of the packer during cyclic temperature changes. Due to the rigid landing of the fixed elements of the upper and lower retainers on the packer barrel when removing and lifting it, the sealing element is not released from axial compression, remaining in the working (unpacked) state, which makes it difficult to lift, especially if there is a difference in the casing pipes. The use of a pipe made of a material with a linear expansion coefficient greater than that of the pipe string material significantly increases the length of the packer, which makes it difficult to use it in directional wells.

Целью изобретения является повышение надежности работы пакера, облегчение его снятия и подъема. The aim of the invention is to increase the reliability of the packer, facilitating its removal and lifting.

Это достигается тем, что пакер, содержащий ствол, на котором установлен посадочный шлипсовый узел и уплотнительный элемент с гидроприводом, имеющим фиксатор положения поршня, снабжен дополнительным посадочным шлипсовым узлом, установленным на стволе, к которому крепится цилиндр гидропривода уплотнительного элемента, а шток поршня этого гидропривода выполнен в виде патрубка, взаимосвязанного с уплотнительным элементом, что позволяет зафиксировать сжатый уплотнительный элемент относительно эксплуатационной колонны, компенсировать изменения длины ствола верхнего посадочного шлипсового узла и соединительного корпуса при циклических изменениях температуры, освободить от осевых сжимающих усилий уплотнительный элемент при снятии пакера и его подъеме. This is achieved by the fact that the packer containing the barrel, on which the landing slip assembly and the sealing element with the hydraulic actuator having the piston position lock are mounted, is equipped with an additional landing slips assembly mounted on the barrel to which the hydraulic cylinder of the sealing element is mounted, and the piston rod of this hydraulic actuator made in the form of a pipe interconnected with the sealing element, which allows you to fix the compressed sealing element relative to the production string, compensate and Menenius barrel length of the upper landing shlipsovogo node and coupling housing under cyclic temperature changes, free from axial compressive forces when removing the sealing member of the packer and its rise.

Пакер (см. чертеж) состоит из верхнего ствола 1, на котором расположен верхний посадочный шлипсовый узел 2, опорная втулка 3 со штифтом 4, верхний упор 5, уплотнительный элемент 6, нижний упор 7, переводник 8, патрубок 9 с фиксатором 10 и поршнем 11, переводник 12 с цилиндром 13, муфта 14 с седлом 15 и штифтом 16. Упоры 5 и 7, а также переводники 8 и 12 свободно перемещаются по стволу 1. The packer (see drawing) consists of the upper barrel 1, on which the upper landing slip assembly 2, the supporting sleeve 3 with the pin 4, the upper stop 5, the sealing element 6, the lower stop 7, the adapter 8, the pipe 9 with the retainer 10 and the piston are located 11, a sub 12 with a cylinder 13, a clutch 14 with a saddle 15 and a pin 16. The stops 5 and 7, as well as the sub 8 and 12 move freely along the barrel 1.

К переводнику 12 с помощью резьбы через соединительный корпус 17 крепится нижний ствол 18, на котором расположены нижний посадочный шлипсовый узел 19, опорная втулка 20 со штифтом 21, гидропривод 22 нижнего посадочного шлипсового узла 19 муфта 23 с седлом 24 и штифтом 25. The lower barrel 18 is fastened to the sub 12 using the thread through the connecting housing 17, on which the lower landing slip assembly 19, the supporting sleeve 20 with the pin 21, the hydraulic actuator 22 of the lower landing slip assembly 19, the coupling 23 with the seat 24 and the pin 25 are located.

Верхний ствол 1 и нижний 18 имеют отверстия соответственно 26 и 27. Посадочные шлипсовые узлы 2 и 18 конструктивно выполнены одинаково. The upper barrel 1 and lower 18 have holes 26 and 27, respectively. Landing slip-in nodes 2 and 18 are structurally identical.

Пакер работает следующим образом. На колонне насосно-компрессорных труб пакер спускается на необходимую глубину. В трубы бросают шарик, который садится в седло 24. Закачкой жидкости в трубы создают давление во внутренней полости пакера. При этом жидкость через отверстие 27 в нижнем стволе 18 поступает в гидропривод 22, создаваемым усилием которого срезается штифт 21, перемещается втулка 20, и шлипсы нижнего посадочного шлипсового узла 19 приводятся в зацепление с эксплуатационной колонной, осуществляя предварительную его посадку. При расчетном давлении штифт 25 срезается, и седло 24 с шариком падает на забой. The packer works as follows. On the tubing string, the packer descends to the required depth. A ball is thrown into the pipes, which sits in the seat 24. By pumping liquid into the pipes, they create pressure in the inner cavity of the packer. In this case, the liquid through the hole 27 in the lower barrel 18 enters the hydraulic actuator 22, the pin 21 is cut off by the force of the sleeve 20, the sleeve 20 is moved, and the slips of the lower landing slip assembly 19 are engaged with the production string, making its preliminary landing. At the design pressure, the pin 25 is cut off, and the seat 24 with the ball falls to the bottom.

Опуская трубы на пакер создают дополнительную осевую нагрузку, под действием которой происходит окончательная посадка нижнего шлипсового узла 19 в эксплуатационной колонне. Lowering the pipes onto the packer creates an additional axial load, under the action of which the final landing of the lower slip unit 19 in the production casing occurs.

Одновременно под действием осевой нагрузки от труб верхний упор 5 воздействует на уплотнительный элемент 6, который, деформируясь, перекрывает затрубное пространство. Ствол 1 при этом перемещается относительно нижнего упора 7, отверстие 26 входит в патрубок 9. At the same time, under the action of the axial load from the pipes, the upper stop 5 acts on the sealing element 6, which, deforming, overlaps the annulus. The barrel 1 thus moves relative to the lower stop 7, the hole 26 enters the pipe 9.

При расчетном осевом усилии штифт 4 опорной втулки 3 срезается, и шлипсы верхнего посадочного шлипсового узла 2 входят в зацепление с эксплуатационной колонной, осуществляя его посадку. With the estimated axial force, the pin 4 of the support sleeve 3 is cut off, and the slips of the upper landing slip assembly 2 engage with the production casing, landing it.

После сброса в трубы шарика большего диаметра, который садится в седло 16, создают закачкой жидкости давление в стволе 1. Жидкость через отверстие 26 поступает в цилиндр 13 гидропривода уплотнительного элемента и воздействует на поршень 11, который через патрубок 9, переводник 8 и упор 7 передает усилие на уплотнительный элемент 6, дополнительно сжимая его, создает условия для более надежного разобщения ствола скважины. Фиксатор 10 исключает обратный ход поршня 11 при снятии давления. After dropping a larger-diameter ball into the pipes, which sits in the seat 16, the pressure is created in the barrel 1 by pumping fluid. The fluid through the hole 26 enters the cylinder 13 of the hydraulic actuator of the sealing element and acts on the piston 11, which transfers through the pipe 9, sub 8 and stop 7 the force on the sealing element 6, further compressing it, creates the conditions for a more reliable separation of the wellbore. The latch 10 eliminates the reverse stroke of the piston 11 when relieving pressure.

При определенном давлении штиф 15 срезается, и шарик с седлом 16 падает на забой. At a certain pressure, the pin 15 is cut off, and the ball with the seat 16 falls onto the bottom.

Таким образом, пакер посажен и закреплен в эксплуатационной колонне верхним 2 и нижним 19 шлипсовыми узлами. Thus, the packer is planted and secured in the production casing by the upper 2 and lower 19 slip units.

Верхний шлипсовый узел 2 предотвращает осевое перемещение уплотнительного элемента 6 относительно эксплуатационной колонны от действия подпакерного давления, а свободная посадка гидропривода уплотнительного элемента на верхнем стволе 1 от температурных изменений осевых размеров ствола 1, соединительного корпуса 17 и нижнего ствола 18 при циклических изменениях температуры закачиваемых рабочих агентов, повышая надежность разобщения ствола скважины. The upper slip unit 2 prevents the axial movement of the sealing element 6 relative to the production string from the action of under-packer pressure, and the hydraulic drive of the sealing element on the upper barrel 1 is free from temperature changes in the axial dimensions of the barrel 1, the connecting housing 17 and the lower barrel 18 during cyclic changes in the temperature of the injected working agents , increasing the reliability of the separation of the wellbore.

Срыв и подъем пакера осуществляется созданием осевого усилия на трубы. При этом ствол 1, перемещаясь вверх, становится в первоначальное положение, а муфта 14 упирается в переводник 12. Шлипсы верхнего и нижнего шлипсовых узлов 2 и 19 выходят из зацепления с эксплуатационной колонной. Гидропривод уплотнительного элемента с фиксатором 10 перемещается относительно ствола 1 вниз, освобождая уплотнительный элемент 6 от осевой нагрузки, давая ему возможность деформироваться по диаметру и беспрепятственно проходить в эксплуатационной колонне (даже при разностенности обсадных труб), но создавая поршневания и других осложнений в процессе подъема пакера. Stalling and lifting the packer is done by creating axial force on the pipes. In this case, the barrel 1, moving upward, becomes in its original position, and the clutch 14 abuts against the sub 12. The slips of the upper and lower slip assemblies 2 and 19 disengage from the production casing. The hydraulic actuator of the sealing element with a retainer 10 moves downward relative to the barrel 1, freeing the sealing element 6 from axial load, allowing it to deform in diameter and pass freely in the production string (even when the casing is different from one another), but creating pistoning and other complications in the process of raising the packer .

Claims

1. A packer comprising a barrel on which a landing slip assembly and a sealing element with a hydraulic actuator having a piston position lock are installed, characterized in that it is provided with an additional landing slips assembly mounted on the barrel to which the cylinder of the hydraulic actuator of the sealing element is attached.

2. The packer according to claim 1, characterized in that the piston rod of the hydraulic actuator is made in the form of a pipe interconnected with a sealing element.