RU209208U1

RU209208U1 - Downhole sealing device

Info

Publication number: RU209208U1
Application number: RU2021128526U
Authority: RU
Inventors: Владимир Николаевич Ивановский; Альберт Азгарович Сабиров; Алексей Валентинович Деговцов; Сергей Сергеевич Пекин
Priority date: 2021-09-29
Filing date: 2021-09-29
Publication date: 2022-02-07

Abstract

Полезная модель относится к скважинным устройствам для герметизации затрубного пространства и может быть применена в составе скважинного оборудования при эксплуатации нефтяных скважин с высоким содержанием механических примесей в пластовом флюиде, в частности, при использовании скважинных сепараторов механических примесей. Скважинное герметизирующее устройство содержит цилиндрический корпус с центральным входным и боковыми выходными отверстиями, установленный на цилиндрическом корпусе герметизирующий элемент, верхний и нижний центраторы, расположенные на корпусе выше и ниже герметизирующего элемента. Устройство дополнительно содержит заглушку-переводник, перекрывающую центральный канал в цилиндрическом корпусе, с возможностью направления потока жидкости через боковые выходные отверстия в затрубное пространство выше герметизирующего устройства. Герметизирующий элемент выполнен комбинированным, в виде двух последовательно размещенных по высоте корпуса манжет, расположенных расширяющейся конической частью друг к другу. При этом каждая манжета имеет армирующую металлическую втулку, а между манжетами установлен патрубок, по концам которого закреплены армирующие металлические втулки манжет. Длина патрубка выбрана таким образом, чтобы расстояние между расширяющимися коническими частями манжет превышало зазор между торцами обсадных труб эксплуатационной колонны. Достигается технический результат – повышение надежности скважинного герметизирующего устройства. 2 ил.The utility model relates to downhole devices for sealing the annulus and can be used as part of downhole equipment in the operation of oil wells with a high content of mechanical impurities in the reservoir fluid, in particular, when using downhole separators of mechanical impurities. The downhole sealing device comprises a cylindrical body with a central inlet and side outlets, a sealing element mounted on the cylindrical body, upper and lower centralizers located on the body above and below the sealing element. The device additionally comprises a plug-sub that covers the central channel in the cylindrical body, with the possibility of directing the fluid flow through the side outlets into the annulus above the sealing device. The sealing element is made combined, in the form of two cuffs arranged in series along the height of the body, arranged with an expanding conical part towards each other. In this case, each cuff has a reinforcing metal sleeve, and a branch pipe is installed between the cuffs, at the ends of which the reinforcing metal sleeves of the cuffs are fixed. The length of the branch pipe is chosen so that the distance between the expanding conical parts of the collars exceeds the gap between the ends of the casing pipes of the production string. EFFECT: technical result is an increase in the reliability of the downhole sealing device. 2 ill.

Description

Полезная модель относится к скважинным устройствам для герметизации затрубного пространства и может быть применена в составе скважинного оборудования при эксплуатации нефтяных скважин с высоким содержанием механических примесей в пластовом флюиде, в частности, при использовании скважинных сепараторов механических примесей.The utility model relates to downhole devices for sealing the annulus and can be used as part of downhole equipment in the operation of oil wells with a high content of mechanical impurities in the reservoir fluid, in particular, when using downhole separators of mechanical impurities.

Наиболее близким аналогом (прототипом) предлагаемого устройства является скважинное герметизирующее устройство газопесочного сепаратора, содержащее цилиндрический корпус с центральным входным и боковыми выходными отверстиями, установленный на цилиндрическом корпусе герметизирующий элемент, выполненный в виде манжеты с конической частью, верхний и нижний центраторы (см. RU 2529978 С1,опуб. 10.10.2014).The closest analogue (prototype) of the proposed device is a downhole sealing device of a gas-sand separator, containing a cylindrical body with a central inlet and side outlets, a sealing element mounted on a cylindrical body, made in the form of a cuff with a conical part, upper and lower centralizers (see RU 2529978 С1, published 10.10.2014).

Недостатками прототипа являются: низкая надежность скважинного герметизирующего узла, а именно невысокая герметизирующая способность, вызванная расположением манжеты расширяющейся частью вниз, что при росте давления над манжетой будет приводить к ее сжатию и нежелательным перетокам пластового флюида, содержащего механические примеси между манжетой и эксплуатационной колонной, а также недостаточной жесткостью манжеты в месте ее крепления, что может привести к повреждению манжеты при спуске в скважину из-за трения об эксплуатационную колонну при прохождении стыков в муфтовых соединениях обсадных труб эксплуатационной колонны.The disadvantages of the prototype are: low reliability of the downhole sealing assembly, namely, low sealing ability caused by the location of the cuff with the expanding part down, which, with increasing pressure above the cuff, will lead to its compression and undesirable crossflows of formation fluid containing mechanical impurities between the cuff and the production string, and as well as insufficient rigidity of the collar in the place of its attachment, which can lead to damage to the collar when lowering into the well due to friction against the production string during the passage of joints in the coupling joints of the casing pipes of the production string.

Технический результат предложенного технического решения заключается в повышении надежности скважинного герметизирующего устройства.The technical result of the proposed technical solution is to increase the reliability of the downhole sealing device.

Технический результат достигается тем, что скважинное герметизирующее устройство, содержащее цилиндрический корпус с центральным входным и боковыми выходными отверстиями, установленный на цилиндрическом корпусе герметизирующий элемент, верхний и нижний центраторы, расположенные на цилиндрическом корпусе выше и ниже герметизирующего элемента, при этом согласно полезной модели, герметизирующий элемент выполнен комбинированным в виде двух последовательно размещенных по высоте корпуса манжет, расположенных расширяющейся конической частью друг к другу, при этом каждая манжета имеет армирующую металлическую втулку, а между манжетами установлен патрубок, по концам которого закреплены армирующие металлические втулки манжет, при этом длина патрубка выбрана таким образом, чтобы расстояние между расширяющимися коническими частями манжет превышало зазор между торцами обсадных труб эксплуатационной колонны.The technical result is achieved by the fact that the downhole sealing device, containing a cylindrical body with a central inlet and side outlets, a sealing element mounted on the cylindrical body, upper and lower centralizers located on the cylindrical body above and below the sealing element, while according to the utility model, the sealing element the element is made combined in the form of two cuffs arranged in series along the height of the body, located with an expanding conical part towards each other, while each cuff has a reinforcing metal sleeve, and a branch pipe is installed between the cuffs, at the ends of which reinforcing metal sleeves of the cuffs are fixed, while the length of the pipe is selected so that the distance between the expanding conical parts of the collars exceeds the gap between the ends of the casing pipes of the production string.

На фиг. 1 изображен разрез скважинного герметизирующего устройства, размещенного в скважине.In FIG. 1 shows a section through a well sealing device placed in a well.

На фиг. 2 изображен разрез скважинного герметизирующего устройства совместно с сепаратором механических примесей (сепаратор показан пунктирной линией).In FIG. 2 shows a section of a downhole sealing device together with a separator of mechanical impurities (the separator is shown by a dotted line).

Скважинное герметизирующее устройство (фиг. 1) состоит из цилиндрического корпуса 1 с центральным входным 2 и боковыми выходными 3 отверстиями. На цилиндрическом корпусе 1 между верхним 4 и нижним 5 центраторами установлены верхняя 6 и нижняя 7 манжеты с конической расширяющейся частью. Верхний 4 и нижний 5 центраторы служат для фиксации манжет на цилиндрическом корпусе 1 и их защиты от чрезмерного сжатия от контакта с обсадными трубами 8 при спуске устройства в скважину. Каждая из манжет 6 и 7 имеют армирующую втулку 9, при этом манжеты 6 и 7 расположены на цилиндрическом корпусе 1 конической расширяющейся частью друг к другу. Между манжетами 6 и 7 на цилиндрическим корпусе 1 установлен патрубок 10, по концам которого закреплены армирующие втулки 9, благодаря этому манжеты 6 и 7 жестко зафиксированы на корпусе 1 между центраторами 4 и 5 патрубком 10 от осевого перемещения. При этом длина патрубка 10 выбирается таким образом, чтобы расстояние Н между концами расширяющихся конических частей манжет 6 и 7 превышало зазор h между торцами обсадных труб 8 эксплуатационной колонны. В нижней части цилиндрического корпуса 1 для обеспечения возможности соединения устройства со скважинным оборудованием (например, со скважинным сепаратором механических примесей) установлена муфта 11. В верхней части цилиндрического корпуса 1 размещена заглушка-переводник 12, обеспечивающая возможность соединения устройства с насосно-компрессорными трубами (на фиг. 1 и 2 не показаны) и перекрывающая центральный канал в цилиндрическом корпусе 1, направляя поток жидкости через боковые выходные отверстия 3 в затрубное пространство 13 выше герметизирующего устройства.Downhole sealing device (Fig. 1) consists of a cylindrical body 1 with a central inlet 2 and side outlet 3 holes. On the cylindrical body 1 between the upper 4 and lower 5 centralizers, the upper 6 and lower 7 cuffs with a conical expanding part are installed. The upper 4 and lower 5 centralizers serve to fix the cuffs on the cylindrical body 1 and protect them from excessive compression from contact with the casing pipes 8 when the device is lowered into the well. Each of the cuffs 6 and 7 have a reinforcing sleeve 9, while the cuffs 6 and 7 are located on the cylindrical body 1 with a conical expanding part to each other. Between the cuffs 6 and 7 on the cylindrical body 1 there is a pipe 10, at the ends of which reinforcing bushings 9 are fixed, due to which the cuffs 6 and 7 are rigidly fixed on the body 1 between the centralizers 4 and 5 by the pipe 10 from axial movement. The length of the pipe 10 is chosen so that the distance H between the ends of the expanding conical parts of the cuffs 6 and 7 exceeded the gap h between the ends of the casing pipes 8 of the production string. A coupling 11 is installed in the lower part of the cylindrical body 1 to enable connection of the device with downhole equipment (for example, with a downhole mechanical impurities separator). Fig. 1 and 2 not shown) and blocking the Central channel in the cylindrical body 1, directing the flow of fluid through the side outlets 3 into the annulus 13 above the sealing device.

Процесс работы скважинного герметизирующего устройства рассмотрим на примере его использования со скважинным сепаратором механических примесей при эксплуатации скважин с высоким содержанием механических примесей в пластовом флюиде (фиг. 2).Let us consider the process of operation of a downhole sealing device using the example of its use with a downhole mechanical impurities separator in the operation of wells with a high content of mechanical impurities in the formation fluid (Fig. 2).

Скважинное герметизирующее устройство собирается на заводе-изготовителе в соответствии с диаметром обсадных труб целевой скважины. К скважинному герметизирующему устройству при помощи муфты 11 присоединяется сепаратор механических примесей 14 (на фиг. 2 показан пунктирной линией), и герметизирующее устройство с сепаратором 14 спускается в скважину. При этом диаметр манжет 6 и 7 выбран на 2-4 мм меньше внутреннего диаметра обсадных труб 8. Поскольку расстояние между манжетами Н превышает зазор h между торцами обсадных труб 8 (величина зазора h строго регламентирована в зависимости от диаметра обсадных труб), то при спуске или подъеме при прохождении стыков между обсадными трубами 8 одна из манжет 6 и 7 всегда будет располагаться выше или ниже зазора h между торцами обсадных труб 8 и будет центрировать герметизирующее устройство в обсадных трубах не давая другой манжете своей расширяющейся частью попасть в зазор h между торцами обсадных труб 8, предотвращая таким образом манжеты от повреждения, что значительно повышает надежность герметизирующего устройства.The downhole sealing device is assembled at the factory according to the casing diameter of the target well. A separator of mechanical impurities 14 is connected to the downhole sealing device using a sleeve 11 (shown in dotted line in Fig. 2), and the sealing device with the separator 14 is lowered into the well. In this case, the diameter of the cuffs 6 and 7 is chosen to be 2-4 mm less than the inner diameter of the casing pipes 8. Since the distance between the cuffs H exceeds the gap h between the ends of the casing pipes 8 (the gap h is strictly regulated depending on the diameter of the casing pipes), then when or lifting during the passage of the joints between the casing pipes 8, one of the cuffs 6 and 7 will always be located above or below the gap h between the ends of the casing pipes 8 and will center the sealing device in the casing pipes preventing the other cuff with its expanding part from getting into the gap h between the ends of the casing pipes pipes 8, thus preventing the cuff from damage, which greatly increases the reliability of the sealing device.

После спуска герметизирующего устройства и запуска скважинного насоса, расположенного на насосно-компрессорных трубах выше герметизирующего устройства (на фиг. 1 и 2. не показан), благодаря небольшому зазору между обсадными трубами 8 и манжетами 6 и 7, который создает гидравлическое сопротивление, пластовая жидкость поступает во входные отверстия 15 сепаратора механических примесей, в котором происходит ее очистка от механических примесей. Далее очищенная от механических примесей пластовая жидкость по центральному входному отверстию 2 устройства, а затем через боковые выходные отверстия 3 выбрасывается в затрубное пространство 13 выше герметизирующего устройства и оттуда поступает на прием скважинного насоса (на фиг. 1 и 2 не показан). Из-за отбора жидкости скважинным насосом из затрубного пространства выше герметизирующего устройства на него начинает действовать перепад давления, под действием которого часть жидкости ниже герметизирующего устройства устремляется в зазор между манжетами 6 и 7, создавая между манжетами зону повышенного давления, под действием которого манжеты 6 и 7 расширяются, прижимаясь к внутренней стенке обсадной трубы 8, и надежно герметизируют затрубное пространство. Именно такое расположение манжет 6 и 7 позволяет исключить недостаток прототипа в виде нежелательных перетоков пластового флюида, содержащего механические примеси между манжетой и эксплуатационной колонной, при росте давления над манжетой 6. То есть именно такое выполнение герметизирующего элемента позволяет повысить надежность скважинного герметизирующего устройства.After lowering the sealing device and starting the downhole pump located on the tubing above the sealing device (not shown in Figs. 1 and 2), due to the small gap between the casing pipes 8 and cuffs 6 and 7, which creates hydraulic resistance, the reservoir fluid enters the inlet 15 of the separator of mechanical impurities, in which it is cleaned from mechanical impurities. Further, the formation fluid purified from mechanical impurities is ejected through the central inlet 2 of the device, and then through the side outlets 3 into the annulus 13 above the sealing device and from there it enters the intake of the downhole pump (not shown in Figs. 1 and 2). Due to the withdrawal of fluid by the well pump from the annulus above the sealing device, a pressure drop begins to act on it, under the influence of which part of the fluid below the sealing device rushes into the gap between the cuffs 6 and 7, creating an area of increased pressure between the cuffs, under the influence of which the cuffs 6 and 7 expand, pressing against the inner wall of the casing 8, and reliably seal the annulus. It is this arrangement of cuffs 6 and 7 that eliminates the disadvantage of the prototype in the form of undesirable crossflows of formation fluid containing mechanical impurities between the cuff and the production string, with increasing pressure above the cuff 6. That is, it is this design of the sealing element that improves the reliability of the downhole sealing device.

При остановке насоса, давления под и над герметизирующим устройством выравниваются, а манжеты 6 и 7 возвращаются в транспортное положение, и таким образом при подъеме из скважины не повреждаются от контакта со стенками обсадных труб 8, повышая надежность работы герметизирующего устройства при повторном спуске в скважину.When the pump stops, the pressures under and above the sealing device are equalized, and the cuffs 6 and 7 return to the transport position, and thus, when lifting from the well, they are not damaged by contact with the walls of the casing pipes 8, increasing the reliability of the sealing device when it is lowered into the well again.

При использовании скважинного герметизирующего устройства с другим скважинным оборудованием его работа происходит аналогичным образом.When using a downhole sealing device with other downhole equipment, its operation is similar.

Именно все конструктивные особенности одновременно: наличие в манжетах армирующих металлических втулок, выполнение герметизирующего элемента комбинированным в виде двух последовательно размещенных по высоте корпуса манжет, расположенных расширяющейся конической частью друг к другу, наличие патрубка, на котором установлены армирующие металлические втулки, выбор длины патрубка таким образом, чтобы расстояние между расширяющейся конической частью манжет превышало зазор между торцами обсадных труб эксплуатационной колонны, позволяют максимально повысить надежность работы предложенного скважинного герметизирующего устройства. Использование какого-либо одного из указанных признаков предлагаемого технического решения не позволит достигнуть максимальной надежности такого герметизирующего устройства.It is all the design features at the same time: the presence of reinforcing metal bushings in the cuffs, the implementation of the sealing element as a combined one in the form of two cuffs placed in series along the height of the body, located with an expanding conical part to each other, the presence of a branch pipe on which reinforcing metal bushings are installed, the choice of the length of the branch pipe in this way so that the distance between the expanding conical part of the cuffs exceeds the gap between the ends of the casing pipes of the production string, make it possible to maximize the reliability of the proposed downhole sealing device. The use of any one of the indicated features of the proposed technical solution will not allow to achieve the maximum reliability of such a sealing device.

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 there are no analogues in the prior art that contain 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 скважинного герметизирующего устройства 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 устройства. Таким образом, предлагаемое техническое решение отвечает условию патентоспособности «промышленная применимость».Details and elements of the downhole sealing device 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 device. Thus, the proposed technical solution meets the condition of patentability "industrial applicability".

Следует понимать, что после рассмотрения специалистом приведенного описания с примером осуществления скважинного герметизирующего устройства, 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 considering the above description with an example implementation of a downhole sealing device, as well as the accompanying drawings, other changes, modifications and embodiments of the utility model will become apparent to the specialist. 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 within the scope of the attached claims of the utility model.

Claims

Downhole sealing device, comprising a cylindrical body with a central inlet and side outlets, a sealing element mounted on the cylindrical body, upper and lower centralizers located on the body above and below the sealing element, characterized in that the device additionally contains a plug-sub blocking the central channel in a cylindrical body, with the possibility of directing the fluid flow through the side outlets into the annulus above the sealing device, in addition, the sealing element is made combined in the form of two cuffs arranged in series along the height of the body, arranged with an expanding conical part to each other, while each cuff has a reinforcing metal sleeve, and a pipe is installed between the cuffs, at the ends of which the reinforcing metal sleeves of the cuffs are fixed, while the length of the pipe is chosen so that the distance between the expanding the conical parts of the collars exceeded the gap between the ends of the casing pipes of the production string.