RU2179228C2 - Packer (versions) - Google Patents
Packer (versions) Download PDFInfo
- Publication number
- RU2179228C2 RU2179228C2 RU2000103810A RU2000103810A RU2179228C2 RU 2179228 C2 RU2179228 C2 RU 2179228C2 RU 2000103810 A RU2000103810 A RU 2000103810A RU 2000103810 A RU2000103810 A RU 2000103810A RU 2179228 C2 RU2179228 C2 RU 2179228C2
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- differential
- rod
- spring
- packer
- sealing element
- Prior art date
Links
Images
Landscapes
- Consolidation Of Soil By Introduction Of Solidifying Substances Into Soil (AREA)
Abstract
Description
Изобретение относится к облети нефтегазодобывающей промышленности, а именно к пакеру, совмещенному с якорем двухстороннего действия. The invention relates to the flyby of the oil and gas industry, and in particular to a packer combined with a double-acting anchor.
Известны пакеры двухстороннего действия типа ПД-ЯГ и 2ПД-ЯГ, состоящие из верхнего и нижнего заякоривающих устройств, гидроцилиндров, уплотнительных элементов, фиксаторов, срезных элементов и плашкодержателей (см. Пакеры, якоря, разъединители колонн, инструменты и принадлежности для них, каталог, М., ЦИНТИХИМНефтемаш, 1984, с. 10). Double-acting packers of the PD-YAG and 2PD-YAG type are known, consisting of upper and lower anchoring devices, hydraulic cylinders, sealing elements, clamps, shear elements and ram holders (see Packers, anchors, column disconnectors, tools and accessories for them, catalog, M., TSINTIHIMNeftemash, 1984, p. 10).
Данные пакеры имеют сложную конструкцию и позволяют проводить только одну операцию за один спуск инструмента. Для повторной установки пакера в скважине необходимо произвести подъем пакера на поверхность и его зарядку. These packers have a complex structure and allow you to carry out only one operation for one descent of the tool. To reinstall the packer in the well, it is necessary to lift the packer to the surface and charge it.
Известен также пакер двухстороннего действия, содержащий шток с пазом, переводник, уплотнительный элемент, размещенные над уплотнительным элементом конус, верхний корпус с подпружиненными верхними плашками, размещенные под уплотнительным элементом конус, фиксатор, нижний корпус с подпружиненными планками и нижними плашками (патент РФ N 2120023, 6 E 21 B 33/12, 1998, БИ N 28). В этом пакере над уплотнительным элементом размещен кожух, конус выполнен разрезным с возможностью радиального раскрытия и с внутренней радиальной выборкой, верхний корпус имеет внутренний выступ, а часть штока, размещенная внутри верхних плашек и конуса разрезного, выполнена с верхним и нижним радиальными выступами, взаимодействующими соответственно с верхними плашками и конусом разрезным, верхний корпус прижат к торцу переводника пружиной, размещенной между внутренним выступом верхнего корпуса и верхним радиальным выступом штока с возможностью осевого перемещения вниз по отношению к штоку, при этом нижний радиальный выступ штока размещен внутри радиальной выборки конуса разрезного, концевая часть которого размещена между радиальными выступами штока, находится в зацеплении с ними и имеет возможность взаимодействия с верхними плашками при перемещении штока. A double-acting packer is also known, comprising a stem with a groove, a sub, a sealing element, a cone located above the sealing element, an upper case with spring-loaded upper dies, a cone, a retainer, a lower case with spring-loaded strips and lower dies placed under the sealing element (RF patent N 2120023 , 6 E 21 B 33/12, 1998, BI N 28). In this packer, a casing is placed above the sealing element, the cone is made split with the possibility of radial opening and with an internal radial selection, the upper case has an internal protrusion, and a part of the rod located inside the upper dies and the cone of the split is made with upper and lower radial protrusions, interacting respectively with upper dies and a split cone, the upper case is pressed against the end of the sub by a spring located between the inner protrusion of the upper case and the upper radial protrusion of the rod with the possibility of axial movement downward with respect to the rod, while the lower radial protrusion of the rod is placed inside the radial selection of the split cone, the end part of which is located between the radial protrusions of the rod, is engaged with them and has the ability to interact with the upper dies when moving the rod.
Этот пакер успешно применяется в обсаженных скважинах, заполненных водой, когда в скважинной жидкости отсутствуют посторонние примеси. This packer is successfully used in cased wells filled with water when there are no foreign impurities in the wellbore fluid.
Однако при использовании этого пакера в скважинах, заполненных раствором, содержащим различные примеси (песок, шлам и т.д.), в процессе эксплуатации над пакером в затрубном пространстве может оседать значительное количество шлама и других посторонних предметов. Поэтому в этом случае при срыве пакера, после зацепления радиальной выборки конуса разрезного с радиальным нижним выступом штока, утонченная часть конуса разрезного будет воспринимать значительную растягивающую нагрузку, что может привести к его поломке. However, when using this packer in wells filled with a solution containing various impurities (sand, sludge, etc.), a significant amount of sludge and other foreign objects can settle in the annulus during operation above the packer. Therefore, in this case, when the packer breaks down, after the radial sampling of the split cone with the radial lower protrusion of the rod, the thinned part of the split cone will perceive a significant tensile load, which can lead to its breakage.
Кроме того, в малогабаритных пакерах с малыми диаметральными размерами применение конуса разрезного с внутренней радиальной выборкой, воспринимающего растягивающую нагрузку, резко ухудшает его прочностные характеристики. In addition, in small-sized packers with small diametric dimensions, the use of a split cone with an internal radial sampling, perceiving a tensile load, sharply worsens its strength characteristics.
Цель изобретения - повышение эффективности и надежности работы пакера в скважинах с различными геолого-техническими условиями. The purpose of the invention is to increase the efficiency and reliability of the packer in wells with various geological and technical conditions.
Указанная цель достигается тем, что пакер, содержащий переводник, верхний шток с верхним и нижним радиальными выступами, нижний шток с пазом, жестко соединенные между собой, верхний корпус с подпружиненными плашками, конус разрезной с внутренней радиальной выборкой, уплотнительный элемент, размещенные над уплотнительным элементом упор и кожух, размещенные под уплотнительным элементом конус, нижний корпус с подпружиненными плашками и планками, фиксатор, снабжен дифференциальным штоком, жестко связанным с верхним и нижним штоками, и дифференциальной втулкой, жестко соединенной с кожухом и упором уплотнительного элемента, при этом дифференциальная втулка установлена свободно на дифференциальном штоке с возможностью фиксации-зацепления ее с дифференциальным штоком, а конус разрезной подпружинен относительно дифференциальной втулки. This goal is achieved in that the packer containing the sub, the upper rod with upper and lower radial protrusions, the lower rod with a groove rigidly interconnected, the upper body with spring-loaded dies, a split cone with an internal radial selection, a sealing element located above the sealing element an emphasis and a casing, placed under the sealing element, a cone, a lower case with spring-loaded dies and strips, a latch, equipped with a differential rod rigidly connected to the upper and lower rods, and diff differential sleeve rigidly connected to the housing and the abutment of the sealing element, wherein the differential sleeve mounted freely on the differential rod with locking-engagement differential with its stem, and is spring-loaded relative to the split taper sleeve differential.
Существенным отличием заявленного пакера от известных является то, что он снабжен дифференциальным штоком, жестко связанным с верхним и нижним штоками, и дифференциальной втулкой, жестко соединенной с кожухом и упором уплотнительного элемента, при этом дифференциальная втулка установлена свободно на дифференциальном штоке с возможностью фиксации-зацепления ее с дифференциальным штоком, а конус разрезной подпружинен относительно дифференциальной втулки. A significant difference between the claimed packer and the known ones is that it is equipped with a differential rod rigidly connected to the upper and lower rods, and a differential sleeve rigidly connected to the casing and the stop of the sealing element, while the differential sleeve is mounted freely on the differential rod with the possibility of fixation-engagement it with a differential rod, and the split cone is spring-loaded relative to the differential sleeve.
По варианту 2 пакер отличается тем, что он снабжен дифференциальным штоком, жестко связанным с верхним и нижним штоками, и дифференциальной втулкой, жестко соединенной с кожухом и упором уплотнительного элемента, при этом дифференциальная втулка установлена свободно на дифференциальном штоке с возможностью фиксации-зацепления ее с дифференциальным штоком, верхний шток выполнен с одним радиальным выступом и под ним установлен конус разрезной, подпружиненный относительно дифференциальной втулки. According to
По варианту 3 отличительной особенностью в компоновке пакера, содержащем два штока (нижний и верхний), жестко соединенных между собой, является выполнение верхнего штока с одним радиальным выступом, под которым установлен конус разрезной, подпружиненный относительно упора уплотнительного элемента. According to
На фиг. 1 изображен пакер в исходном положении;
на фиг. 2 - пакер после пакеровки скважины и зацепления нижних и верхних плашек за стенки колонны труб;
на фиг. 3 - пакер по варианту 2 в исходном положении;
на фиг. 4 - пакер по варианту 3 в исходном положении.In FIG. 1 shows the packer in the initial position;
in FIG. 2 - packer after packing the well and engaging the lower and upper dies for the walls of the pipe string;
in FIG. 3 - packer according to
in FIG. 4 - packer according to
Пакер содержит жестко соединенные между собой верхний шток 1, нижний шток 2 и размещенный между ними дифференциальный шток 3, имеющий наружный радиальный выступ 4 (см. фиг. 1). Верхний шток 1 через переводник 5 жестко соединяется с колонной труб (не показан). Под переводником 5 установлен верхний корпус 6 с внутренним выступом 7. Внутри верхнего корпуса 6 установлены верхние плашки 8, подпружиненные пружиной 9 через скошенное внутрь коническое кольцо 10. На дифференциальный шток 3 надет уплотнительный элемент 11. Под уплотнительным элементом размещены конус 12, нижний корпус 13, установленные в нижнем корпусе нижние плашки 14, подпружиненные пружиной 15, планки 16, подпружиненные пружиной 17. В нижнем корпусе 13 установлен фиксатор 18, концевая часть которого находится в пазу 19 нижнего штока 2. The packer contains the
Верхний шток 1 снабжен жестко связанными с ним верхним 20 и нижним 21 радиальными выступами. The
Внутри кожуха 22 размещен конус разрезной 23 с внутренней радиальной выборкой 24. Нижний радиальный выступ 21 штока 1 размещен внутри радиальной выборки 24 конуса разрезного 23. Концевая часть конуса разрезного 23 размещена между радиальными выступами 20 и 21 штока 1 и имеет возможность взаимодействия с верхними плашками 8. Inside the
Над уплотнительным элементом 11 установлена дифференциальная втулка 25, жестко соединенная с кожухом 22 и упором 27 уплотнительного элемента 11. При этом дифференциальная втулка 25 установлена свободно на дифференциальном штоке 3 с возможностью фиксации-зацепления своим внутренним радиальным выступом 26 с наружным радиальным выступом 4 дифференциального штока 3. A
Конус разрезной 23 через скошенное внутрь коническое кольцо 28 подпружинен пружинами 29 и в исходном положении сложен внутрь, как показано на фиг. 1. The
Усилие сжатия пружин 29 отрегулировано дифференциальной втулкой 25 с таким расчетом, что раскрытие конуса разрезного 23 и перемещение внутри него радиальных выступов 21 и 20 вниз осуществляется только после создания сжимающей нагрузки на пакер и герметизации скважины уплотнительным элементом 11. The compression force of the
В исходном положении верхние плашки 8 через скошенное внутрь коническое кольцо 10 прижаты к верхнему выступу 20 штока 1, а дифференциальная втулка 25 своим внутренним радиальным выступом 26 находится в зацеплении с наружным радиальным выступом 4 дифференциального штока 3. In the initial position, the
Перед спуском пакера в скважину фиксатор 18 устанавливают в укороченной части паза 19, как показано на фиг. 1. Before the packer is lowered into the well, the
В процессе спуска в скважину планки 16 прижаты к стенкам скважины (обсадной колонны). During the descent into the well, laths 16 are pressed against the walls of the well (casing).
Для установки пакера в скважине колонну труб с пакером приподнимают, а затем поворотом вправо с одновременным перемещением труб вниз фиксатор 18 вводят в длинную часть паза 19 и инструмент разгружают. Штоки вместе с разрезным конусом 23, верхними плашками 8 и корпусом 6 перемещаются вниз относительно нижнего корпуса 13 и плашек 14. В результате конус 12 соприкасается с нижними плашками 14 и, сжимая пружину 15, переместит их в радиальном направлении до зацепления со стенками скважины. Уплотнительный элемент 11 под действием сжимающей нагрузки, увеличиваясь до диаметра скважины, герметизирует подпакерную зону. To install the packer in the well, the pipe string with the packer is raised, and then by turning to the right while moving the pipes down, the
При дальнейшем увеличении сжимающей нагрузки на пакер нижний радиальный выступ 21 взаимодействует коническим торцом с радиальной внутренней выборкой 24 конуса разрезного 23. Одновременно или с опозданием верхний радиальный выступ 20, взаимодействуя коническим торцом с концевой частью конуса разрезного 23, перемещает вниз скошенное внутрь коническое кольцо 28, сжимая пружины 29. При этом раскрывается конус разрезной 23 в радиальном направлении. После полного раскрытия конуса разрезного радиальные выступы 21 и 20 перемещаются внутрь хвостовой части конуса разрезного. При этом верхние плашки 8 вместе со штоками перемещаются вниз и, взаимодействуя с раскрытым конусом разрезным 23, перемещая вверх скошенное внутрь коническое кольцо 10 и, сжимая пружину 9, раскрываются в радиальном направлении и зацепляется за стенки скважины (обсадной колонны), как показано на фиг. 2. With a further increase in the compressive load on the packer, the lower
После создания избыточного давления под пакером, например при закачке в пласт различных реагентов под давлением в нагнетательных или эксплуатационных скважинах под действием перепада давления усилие, действующее снизу вверх по площади
воспринимает через верхние плашки 8 стенки скважины (обсадной колонны), а усилие, действующее по площади
воспринимает колонна труб, на которой спускался пакер.After creating excess pressure under the packer, for example, when various reagents are injected into the reservoir under pressure in injection or production wells under the action of a pressure drop, the force acting from bottom to top over the area
perceives through the
perceives a pipe string on which the packer descended.
Для удержания штока пакера от перемещения вверх относительно корпусных деталей и преждевременной распакеровки скважины необходимо, чтобы усилие Q от веса колонны труб, передаваемое вниз, было не менее усилия, действующего вверх от перепада давления ΔP, передаваемого по площади
штока 1, т.е.To keep the packer rod from moving upward relative to the body parts and premature unpacking of the well, it is necessary that the force Q from the weight of the pipe string transmitted downward is not less than the force acting upward from the pressure drop ΔP transmitted over the area
Для распакеровки скважины и перевода пакера в транспортное положение избыточное давление из подпакерного пространства снимают. Затем натяжением колонны труб снимают сжимающую нагрузку с пакера. В результате переводник 5 вместе со штоками перемещается вверх относительно верхнего корпуса 6 и верхних плашек 8. При этом дифференциальная втулка 25 своим внутренним радиальным выступом 26, зацепляясь с наружным радиальным выступом 4 дифференциального штока 3, перемещается вместе с ним вверх. В результате уплотнительный элемент 11 принимает транспортное положение. При этом верхний радиальный выступ 20, взаимодействуя торцом со скошенным внутрь коническим кольцом 10, сжимая пружину 9, перемещает его вверх. Как только нижний радиальный выступ 21 переместится до уровня внутренней радиальной выборки 24, конус разрезной 23 под действием усилия пружин 29, действующего через скошенное внутрь кольцо 28, складывается внутрь. Верхние плашки 8 освобождаются от зацепления с обсадной колонной. Затем верхний корпус 6 вместе с верхними плашками 8 перемещается вверх до упора с торцом переводника 5. Верхние плашки 8, взаимодействуя хвостовой частью со скошенным внутрь коническим кольцом 10, под действием усилия пружины 9 перемещаются внутрь в прежнее положение. Нижние плашки 14 складываются во внутрь, фиксатор 18 возвращается в укороченную часть паза 19, как показано на фиг. 1.
To unpack the well and transfer the packer to the transport position, the excess pressure is removed from the sub-packer space. Then, by tensioning the pipe string, the compressive load is removed from the packer. As a result, the
При необходимости повторной установки пакера операция повторяется в вышеуказанной последовательности. If you need to reinstall the packer, the operation is repeated in the above sequence.
В предложенной конструкции пакера наличие дифференциального штока 3 и дифференциальной втулки 25, установленных с возможностью зацепления друг с другом, обеспечивает своевременную распакеровку скважины. При этом исключается передача растягивающей нагрузки на утонченную часть конуса разрезного 23 и его поломка. In the proposed design of the packer, the presence of a
Для работы с малогабаритными пакерами в скважине малого диаметра предложен пакер по варианту 2, содержащий переводник, верхний и нижний штоки, жестко соединенные между собой, верхний корпус с подпружиненными плашками, конус разрезной, уплотнительный элемент, размещенные над уплотнительным элементом упор и кожух, размещенные под уплотнительным элементом конус, нижний корпус с подпружиненными плашками и планками, фиксатор (см. фиг. 3). To work with small-sized packers in a small borehole, a packer according to
Предложенный пакер по варианту 2 отличается тем, что он снабжен дифференциальным штоком, жестко связанным с верхним и нижним штоками, и дифференциальной втулкой, жестко соединенной с кожухом и упором уплотнительного элемента, при этом дифференциальная втулка установлена свободно на дифференциальном штоке с возможностью фиксации-зацепления ее с дифференциальным штоком, верхний шток выполнен с одним радиальным выступом и под ним установлен конус разрезной, подпружиненный относительно дифференциальной втулки. The proposed packer according to
Как видно из фиг. 3, в предложенном пакере по варианту 2 верхний шток 1 выполнен с одним радиальным выступом 20, под которым установлен конус разрезной 23. При этом конус разрезной 23 подпружинен пружиной 29 относительно дифференциальной втулки 25. Остальные детали использованы те же, что и в пакере, приведенном на фиг. 1 и 2. As can be seen from FIG. 3, in the proposed packer according to
В предложенном пакере по варианту 2 (фиг. 3), после герметизации подпакерной зоны при дальнейшем увеличении сжимающей нагрузки на пакер радиальный выступ 20 верхнего штока 1 взаимодействует коническим торцом с концевой частью конуса разрезного 23 и раскрывает его в радиальном направлении. В остальном принцип действия пакера такой же, как в пакере по варианту 1, приведенном на фиг. 1 и 2. In the proposed packer according to option 2 (Fig. 3), after sealing the sub-packer zone with a further increase in the compressive load on the packer, the
Положительный эффект данного варианта конструкции заключается в увеличении сечения конуса разрезного, связанного с отсутствием внутренней радиальной выборки, что повышает надежность конструкции, особенно для малогабаритных пакеров. The positive effect of this design option is to increase the cross section of the split cone, associated with the absence of an internal radial selection, which increases the reliability of the design, especially for small packers.
Для использования пакера в скважинах с облегченными условиями эксплуатации (невысокие температура и давление, скважина заполнена водой без примесей, нет осадка шлама и т.п.) может быть использована конструкция пакера по варианту 3, содержащая переводник, верхний и нижний штоки, жестко соединенные между собой, верхний корпус с подпружиненными плашками, конус разрезной, уплотнительный элемент, размещенные над уплотнительным элементом упор и кожух, размещенные под уплотнительным элементом конус, нижний корпус с подпружиненными плашками и планками, фиксатор (см. фиг. 4). To use the packer in wells with lightened operating conditions (low temperature and pressure, the well is filled with water without impurities, there is no sludge sediment, etc.), the packer design according to
Отличительной особенностью этого варианта пакера, в компоновке которого использованы два штока, является выполнение верхнего штока с одним радиальным выступом, под которым установлен конус разрезной, подпружиненный относительно упора уплотнительного элемента. A distinctive feature of this option packer, in the layout of which two rods are used, is the implementation of the upper rod with one radial protrusion, under which a split cone is installed, spring-loaded relative to the stop of the sealing element.
Как показано на фиг. 4, в предложенном варианте 3 пакера дифференциальный шток и дифференциальная втулка, приведенные в пакерах по вариантам 1 и 2, отсутствуют. As shown in FIG. 4, in the proposed
Так же, как в пакере по варианту 2, верхний шток 1 выполнен с одним радиальным выступом 20, а конус разрезной 23 установлен под радиальным выступом 20. Just as in the packer according to
В отличие от пакеров по вариантам 1 и 2 конус разрезной 23 подпружинен относительно упора уплотнительного элемента. При этом шток 1 выполнен удлиненным, а уплотнительный элемент 11 установлен непосредственно на этом штоке. В транспортном положении кожух 22 вместе с конусом разрезным 23 удерживаются от перемещения вниз относительно тока 1 уплотнительным элементом 11. Unlike packers in
В остальном в предложенном пакере используются тот же принцип действия и те же детали, представленные в пакере по варианту 2. Otherwise, the proposed packer uses the same principle of operation and the same details presented in the packer according to
Экономический эффект от применения предложенных вариантов пакера достигается за счет повышения эффективности и надежности его работы в скважинах с различными геолого-техническими условиями. The economic effect of the application of the proposed packer options is achieved by increasing the efficiency and reliability of its operation in wells with various geological and technical conditions.
Claims (3)
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2000103810A RU2179228C2 (en) | 2000-02-15 | 2000-02-15 | Packer (versions) |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2000103810A RU2179228C2 (en) | 2000-02-15 | 2000-02-15 | Packer (versions) |
Publications (2)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2000103810A RU2000103810A (en) | 2001-12-10 |
| RU2179228C2 true RU2179228C2 (en) | 2002-02-10 |
Family
ID=20230698
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2000103810A RU2179228C2 (en) | 2000-02-15 | 2000-02-15 | Packer (versions) |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2179228C2 (en) |
-
2000
- 2000-02-15 RU RU2000103810A patent/RU2179228C2/en active
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| US7172029B2 (en) | Bi-directionally boosting and internal pressure trapping packing element system | |
| US20190063177A1 (en) | Loosely assembled wellbore isolation assembly | |
| CN101864923B (en) | Split type anchor suspension packer | |
| EP0233750A2 (en) | Bar vent for downhole tool | |
| RU138428U1 (en) | MECHANICAL DOUBLE PACKER | |
| RU2294427C2 (en) | Mechanical packer | |
| RU2179228C2 (en) | Packer (versions) | |
| RU2386011C1 (en) | Hydra-mechanical packer | |
| RU2296853C2 (en) | Drillable packer | |
| RU60605U1 (en) | PACKER FOR EXPRESSIVE WELLS | |
| RU2101461C1 (en) | Packer | |
| CN113482569B (en) | Multistage disconnect-type grout leaking stoppage instrument | |
| SU1788208A1 (en) | Packer device | |
| CN114439446B (en) | Sand control sliding sleeve for open hole well | |
| RU2120023C1 (en) | Packer | |
| RU2305749C1 (en) | Packer | |
| RU2483192C1 (en) | Drillable packer | |
| RU2144129C1 (en) | Packer | |
| RU2301321C2 (en) | Anchor packer | |
| RU219630U1 (en) | PACKER | |
| RU2473781C1 (en) | Technological packer | |
| RU2748337C1 (en) | Packer | |
| RU2275491C1 (en) | Bridge plug | |
| RU2313654C2 (en) | Device to prevent mud accumulation in side well holes | |
| RU56937U1 (en) | PACKER |