RU2182219C2 - Packer and method of its locking in well - Google Patents
Packer and method of its locking in well Download PDFInfo
- Publication number
- RU2182219C2 RU2182219C2 RU99124243/03A RU99124243A RU2182219C2 RU 2182219 C2 RU2182219 C2 RU 2182219C2 RU 99124243/03 A RU99124243/03 A RU 99124243/03A RU 99124243 A RU99124243 A RU 99124243A RU 2182219 C2 RU2182219 C2 RU 2182219C2
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- packer
- temperature
- well
- shape memory
- petals
- Prior art date
Links
Images
Abstract
Description
Предлагаемое техническое решение относится к нефтедобывающей промышленности и предназначено для повышения продуктивности скважин путем интенсификации притоков нефти и повышения коэффициента нефтеизвлечения, а также для капитального ремонта скважин, отключения обводненных пластов и т.д. The proposed technical solution relates to the oil industry and is intended to increase well productivity by intensifying oil inflows and increasing oil recovery coefficient, as well as for overhauling wells, shutting off waterlogged formations, etc.
Известен пакер по авт. свид. СССР 1099047, кл. Е 21 В 33/12, опуб. в БИ 23, 1984, включающий полый корпус с радиальными каналами, на котором установлен уплотнительный элемент с полостью для его привода, размещенный в корпусе с возможностью осевого перемещения и связанный с колонной труб, полый, заглушенный в нижней части ствол с двумя рядами радиальных каналов для связи внутритрубного пространства соответственно с затрубным надпакерным пространством и полостью привода уплотнительного элемента. При этом пакер снабжен кожухом с радиальными каналами, установленным над уплотнительным элементом, образующим с корпусом камеру, в которой установлена подпружиненная штуцерная втулка, а связь затрубного надпакерного пространства с внутритрубным осуществляется через канал штуцерной втулки. Known packer for auth. testimonial. USSR 1099047, class E 21 B 33/12, publ. in BI 23, 1984, comprising a hollow body with radial channels, on which a sealing element with a cavity for its drive is mounted, placed in the body with axial movement and connected to the pipe string, a hollow, muffled in the lower part of the barrel with two rows of radial channels for the connection of the in-tube space, respectively, with the annular sup-packer space and the drive cavity of the sealing element. In this case, the packer is equipped with a casing with radial channels mounted above the sealing element, forming a chamber with a housing in which a spring-loaded fitting sleeve is installed, and the annular over-packer space is connected to the in-pipe space through the fitting sleeve channel.
Недостатками известного пакера является сложность конструкции и в связи с этим низкая надежность работы, так как не исключено засорение частицами, находящимися в скважинной жидкости, канала "А" гидравлического сопротивления и отверстий, сообщающих внутреннюю его полость с верхней, и верхнюю и нижнюю камеры. The disadvantages of the known packer are the design complexity and, therefore, low reliability, since clogging by the particles in the well fluid of channel “A” of hydraulic resistance and holes communicating with its upper and upper chamber and lower and lower chambers are not ruled out.
Известен также пакер по авт. свид. СССР 304345, кл. Е 21 В 33/12, опуб. в БИ 17, 1971, содержащий корпус с радиальными каналами, герметизирующие элементы со шлипсами, кожух и фиксирующий узел с подпружиненными плашками, взаимодействующими с толкателями и зубчатой поверхностью патрубка. Между корпусом и кожухом концентрично расположен поршень, жестко связанный с толкателями, а подпоршневая полость сообщена с внутритрубным пространством. Also known packer for ed. testimonial. USSR 304345, class E 21 B 33/12, publ. in BI 17, 1971, comprising a housing with radial channels, sealing elements with slips, a casing and a fixing unit with spring-loaded dies interacting with the pushers and the gear surface of the pipe. Between the housing and the casing, a piston is concentrically located, rigidly connected to the pushers, and the piston cavity is in communication with the in-tube space.
Недостатком известного пакера является низкая надежность его работы из-за возможного засорения каналов "а" и "б" и полостей "А" и "Б" частицами, находящимися в скважинной жидкости. Кроме того, резко уменьшено поперечное сечение центрального канала пакера из-за концентрически расположенных корпуса, кольцевого поршня и кожуха. A disadvantage of the known packer is the low reliability of its operation due to the possible clogging of channels "a" and "b" and cavities "A" and "B" by particles in the well fluid. In addition, the cross section of the central channel of the packer has been sharply reduced due to the concentrically located housing, annular piston and casing.
Известен также гидравлический пакер для испытателя пластов по авт. свид. СССР 571581, кл. Е 21 В 33/12, опуб. в БИ 33, 1977, содержащий шток, гидронасос и эластичную манжету с пружинящей опорой, выполненной из смещенных друг относительно друга внутренних и внешних рядов пластин. При этом внутренние пластины снабжены наконечниками, которые размещены в эластичной манжете и жестко связаны с пластинами внешнего ряда. Also known is a hydraulic packer for a formation tester according to ed. testimonial. USSR 571581, class E 21 B 33/12, publ. in BI 33, 1977, containing a rod, a hydraulic pump and an elastic cuff with a spring support made of displaced relative to each other inner and outer rows of plates. In this case, the inner plates are equipped with tips that are placed in an elastic cuff and are rigidly connected with the plates of the outer row.
Недостатками рассматриваемого гидравлического пакера является низкая надежность его работы, связанная с возможностью засорения канала "а" и внутренней полости эластичной манжеты частицами, находящимися в скважинной жидкости. The disadvantages of this hydraulic packer is the low reliability of its operation, associated with the possibility of clogging of the channel "a" and the internal cavity of the elastic cuff with particles located in the well fluid.
Наиболее близким аналогом по технической сущности и достигаемому эффекту является пакер по патенту США 4515213, имеющий конструктивные элементы, выполненные из материала с памятью формы, которые при нагреве увеличиваются в радиальном направлении. Эти элементы могут быть выполнены в виде: а) концентрически расположенных пружин, сдвигаемых друг относительно друга в радиальном направлении; б) тарельчатых пружин, обращенных друг к другу внутренними поверхностями, распрямляющихся при нагреве; в) конических пружинных стабилизаторов, при нагреве приобретающих цилиндрическую форму; г) муфты с отверстиями, увеличивающей при нагреве радиальный размер. Все конструкции пакера используют пружинистые свойства материала, который выполнен с памятью формы. Одновременное сочетание этих свойств у раздвижного в радиальном направлении элемента ограничивает возможность применения известного пакера. Кроме этого, использование для обратного мартенситного превращения температур, превышающих температуру окружающей среды на разных глубинах, существенно снижает возможность применения пакеров по патенту США 4515213 (для исключения размягчения - термин, используемый авторами патента США, то есть для возможности использования пружинистых свойств материала предлагается охлаждение пакера циркуляцией воды, но это усложняет конструкцию пакера и приводит к дополнительным затратам энергии, необходимой для постоянного нагрева его элементов выше температуры окружающей среды в скважине и обеспечения циркуляции воды). The closest analogue in technical essence and the achieved effect is the packer according to US patent 4515213, having structural elements made of a material with shape memory, which increase when heated radially. These elements can be made in the form of: a) concentrically arranged springs, shifted relative to each other in the radial direction; b) Belleville springs facing each other with internal surfaces, straightened when heated; c) conical spring stabilizers, upon heating, acquiring a cylindrical shape; d) couplings with holes that increase the radial size when heated. All packer designs use the springy properties of the material, which is made with shape memory. The simultaneous combination of these properties in a radially sliding element limits the possibility of using the known packer. In addition, the use of temperatures higher than the ambient temperature at different depths for the reverse martensitic transformation significantly reduces the possibility of using packers according to US Pat. No. 4,515,213 (to avoid softening, the term used by the authors of the US patent, i.e., it is proposed to cool the packer to use springy properties of the material water circulation, but this complicates the design of the packer and leads to additional energy costs necessary for the constant heating of its elements above ambient temperature in the well and provide a water circulation).
Известен способ фиксации пакера в скважине, реализованный в конструкции пакера по авт. свид. СССР 252244, кл. Е 21 В, опуб. в БИ 29, 1969, заключающийся в том, что расклинивают уплотнительные элементы пакера, сдвигая одну его часть относительно другой, при этом сдвигают конические элементы пакера, имеющие конические поверхности (в продольном сечении два соседние элемента имеют наклонную поверхность, а каждый элемент выполнен в виде треугольника, причем основания соседних элементов обращены одно к стенке скважины, а другое - к продольной его оси). Для извлечения пакера его тянут вверх, срезая при этом штифты и тем самым уменьшая его поперечное сечение. A known method of fixing the packer in the well, implemented in the design of the packer according to ed. testimonial. USSR 252244, cl. E 21 V, publ. in BI 29, 1969, namely, that the packer sealing elements are wedged by moving one part relative to the other, while the packer conical elements having conical surfaces are shifted (in longitudinal section two adjacent elements have an inclined surface, and each element is made in the form triangle, with the bases of adjacent elements facing one to the wall of the well, and the other to its longitudinal axis). To remove the packer, it is pulled upward, cutting off the pins and thereby reducing its cross section.
Недостатком этого способа является трудность извлечения пакера такой конструкции из-за больших диаметральных размеров, так как используют конические сечения, надвигающиеся друг на друга, в результате чего пакер и занимает большое пространство в поперечном сечении. При расклинивании нельзя значительно уменьшить его поперечное сечение для надежного извлечения из скважины. The disadvantage of this method is the difficulty of extracting the packer of this design due to the large diametric dimensions, as they use conical sections that are pushed against each other, as a result of which the packer occupies a large space in the cross section. When wedging, it is impossible to significantly reduce its cross section for reliable extraction from the well.
Известен также способ фиксации пакера в скважине, реализованный в гидравлическом пакере по авт. свид. СССР 571581, кл. Е 21 В 33/12, опуб. в БИ 33, 1977, заключающийся в том, что раздвигают эластичную манжету в радиальном направлении за счет подачи под давлением бурового раствора во внутреннюю полость эластичной манжеты. Для создания давления используют поршень и гидронасос. Для извлечения пакера отключают давление и перемещением поршня в верхнее положение эластичную манжету возвращают в исходное положение специально предназначенными для этой цели пружинами. There is also a method of fixing the packer in the well, implemented in a hydraulic packer according to ed. testimonial. USSR 571581, class E 21 B 33/12, publ. in BI 33, 1977, which consists in expanding the elastic cuff in the radial direction by supplying pressurized drilling fluid into the internal cavity of the elastic cuff. A piston and a hydraulic pump are used to create pressure. To remove the packer, turn off the pressure and moving the piston to the upper position, the elastic cuff is returned to its original position by springs specially designed for this purpose.
Недостатком описываемого способа является необходимость использования двух приводов для фиксации пакера к стенке скважины и рассоединения, что усложняет конструкцию пакера и управление его работой. The disadvantage of the described method is the need to use two drives to fix the packer to the wall of the well and disconnect, which complicates the design of the packer and its management.
Известен способ фиксации пакера, реализованный в пакетирующем устройстве по авт. свид. СССР 898043, кл. Е 21 В 33/12, опуб. в БИ 2, 1982, заключающийся в изменении радиального размера уплотнительного элемента пакетирующего устройства за счет механического осевого воздействия на него, при этом это воздействие осуществляют в два этапа, а именно: сначала нижнюю часть пакетирующего устройства упирают в забой скважины, сдвигая одну из его частей относительно другой в осевом направлении, а затем создают поджатие за счет гидравлического напора. A known method of fixing the packer, implemented in a packaging device according to ed. testimonial. USSR 898043, class E 21 B 33/12, publ. in
Недостатком известного способа является невозможность установки пакетирующего устройства высоко от забоя скважины. Кроме того, использование двух приводов для фиксации и рассоединения предопределяет сложность конструкции пакетирующего устройства и сложность управления им. The disadvantage of this method is the impossibility of installing a baling device high from the bottom of the well. In addition, the use of two drives for fixing and disconnecting determines the complexity of the design of the packaging device and the complexity of its management.
Известен также способ фиксации пакера в скважине, реализованный в пакере по авт. свид. СССР 304345, кл. Е 21 В 33/12, опуб. в БИ 17, 1971, заключающийся в радиальной деформации уплотнительного кольцевого элемента пакера за счет его осевого сжатия гидравлическим давлением жидкости, нагнетаемой в скважину. There is also a method of fixing the packer in the well, implemented in the packer according to ed. testimonial. USSR 304345, class E 21 B 33/12, publ. in BI 17, 1971, which consists in radial deformation of the sealing ring element of the packer due to its axial compression by the hydraulic pressure of the fluid pumped into the well.
Недостатком известного способа является то, что он не обеспечивает надежность работы пакера, связанную с необходимостью постоянной подачи скважинной жидкости под давлением, что в итоге приводит к засорению рабочей камеры пакера, которая через движущийся поршень подает гидравлическое давление жидкости на герметизирующие элементы пакера. The disadvantage of this method is that it does not ensure the reliability of the packer, associated with the need for a constant supply of well fluid under pressure, which ultimately leads to clogging of the working chamber of the packer, which through a moving piston supplies hydraulic fluid pressure to the sealing elements of the packer.
Наиболее близким аналогом по технической сущности и достигаемому эффекту является способ фиксации пакера в скважине, реализованный в пакере по патенту США 4515213, сущность которого заключается в том, что, используя материал с памятью формы, нагревают последний выше температуры окружающей среды, в результате чего происходит обратное мартенситное превращение материала с памятью формы и элемент пакера из этого материала раздвигается в радиальном направлении. При поддержании температуры пакера выше температуры окружающей среды осуществляют фиксацию его к стенкам скважины. The closest analogue in technical essence and the achieved effect is the method of fixing the packer in the well, implemented in the packer according to US patent 4515213, the essence of which is that, using a material with shape memory, the latter is heated above ambient temperature, resulting in the opposite the martensitic transformation of the material with shape memory and the packer element of this material extends in the radial direction. While maintaining the temperature of the packer above ambient temperature, it is fixed to the walls of the well.
Недостатками рассматриваемого способа являются: а) постоянная затрата энергии для нагрева пакера выше температуры окружающей среды; б) постоянное воздействие на элементы пакера повышенной температуры, снижающей его долговечность; в) в силу того, что температура в каждой скважине на глубине установки пакера различна, а температура обратного мартенситного превращения должна быть выше температуры скважинной жидкости, нужно для каждого случая подбирать необходимый материал с памятью формы (точнее необходимо иметь большое количество пакеров) либо иметь один пакер с максимальной температурой обратного мартенситного превращения, но при этом (в последнем случае) необходимо нагревать элемент с памятью формы до максимальной температуры, последнее предопределяет необходимость охлаждения конструкции пакера, т.к., кроме снижения долговечности элементов конструкции, необходимо исключение размягчения материала с памятью формы. The disadvantages of this method are: a) a constant expenditure of energy to heat the packer above ambient temperature; b) the constant impact on the elements of the packer high temperature, reducing its durability; c) due to the fact that the temperature in each well at the depth of the packer installation is different, and the temperature of the reverse martensitic transformation should be higher than the temperature of the well fluid, it is necessary to select the necessary material with shape memory for each case (more precisely, you must have a large number of packers) or have one a packer with a maximum temperature of reverse martensitic transformation, but in this case (in the latter case) it is necessary to heat an element with a shape memory to a maximum temperature, the latter determines the need the ability to cool the packer design, because, in addition to reducing the durability of structural elements, it is necessary to exclude softening of the material with shape memory.
Технической задачей, решаемой предлагаемым изобретением, является повышение надежности фиксации пакера в скважине за счет снижения температуры обратного мартенситного превращения материала с памятью формы, при этом уменьшаются энергозатраты за счет использования для фиксации энергии окружающей среды и одновременно упрощается обслуживание за счет использования меньшего количества пакеров, т. е. возможно использование универсальных пакеров для различных условий производства. The technical problem solved by the invention is to increase the reliability of fixation of the packer in the well by lowering the temperature of the reverse martensitic transformation of the material with the shape memory, while reducing energy costs by using environmental energy for fixing and simplifying maintenance by using fewer packers, t i.e. it is possible to use universal packers for various production conditions.
Эта задача решается за счет того, что в пакере, содержащем раздвижные щеки, выполненные из материала с памятью формы, манжету-уплотнитель, тепловой элемент и привод, согласно техническому решению тепловой элемент выполнен в виде охладителя для снижения температуры элементов пакера при подаче в него электропитания. Такая конструкция пакера обеспечивает реализацию предлагаемого способа, т.к. позволяет до опускания пакера в скважину охладить его элементы, установить пакер на нужной глубине, а затем, подогревая его до температуры обратного мартенситного превращения материала с памятью формы за счет температуры окружающей среды (или искусственно нагревая), осуществлять фиксацию пакера к стенкам скважины. This problem is solved due to the fact that in a packer containing sliding cheeks made of material with shape memory, a cuff-seal, a thermal element and a drive, according to the technical solution, the thermal element is made in the form of a cooler to reduce the temperature of the packer elements when power is supplied to it . This design of the packer provides the implementation of the proposed method, because allows the packer to cool down its elements, install the packer at the desired depth before lowering the packer into the well, and then, heating it to the temperature of the reverse martensitic transformation of the material with shape memory due to the ambient temperature (or artificially heating), fix the packer to the walls of the well.
Целесообразно пакер дополнительно снабжать нагревателем, например пиропатроном или электрической спиралью. Такая конструкция пакера обеспечивает быстрый нагрев его элементов и, как следствие, быструю фиксацию пакера. It is advisable to additionally provide the packer with a heater, for example a squib or an electric spiral. This design of the packer provides rapid heating of its elements and, as a result, fast fixation of the packer.
Целесообразно раздвижные щеки пакера выполнять в виде цилиндра с продольными прорезями, заканчивающимися отверстиями, при этом продольные части цилиндра между прорезями выполнять в виде лепестков. Такой пакер, обладая простотой конструкции, обеспечивает надежную фиксацию к стенкам скважины и рассоединение, а также свободное извлечение из скважины. It is advisable to slide the packer cheeks in the form of a cylinder with longitudinal slots ending in openings, while the longitudinal parts of the cylinder between the slots are in the form of petals. Such a packer, with its simplicity of design, provides reliable fixation to the walls of the well and disconnection, as well as free extraction from the well.
В способе фиксации пакера в скважине, включающем спуск пакера с раздвижными щеками из материала с памятью формы и лепестками в скважину на требуемую глубину, увеличение диаметрального размера пакера раскрытием лепестков при подъеме температуры в скважине выше температуры начала обратного мартенситного превращения материала с эффектом памяти формы, деформацию в радиальном направлении манжеты-уплотнителя пакера и температурное воздействие на пакер, отличное от температуры скважинной жидкости в месте его установки, согласно техническому решению температурное воздействие на пакер осуществляют понижением температуры ниже температуры скважинной жидкости в месте установки пакера до опускания его на требуемую глубину. Это позволяет управлять процессом фиксации пакера в скважине вне зависимости от ее глубины (температура скважинной жидкости зависит от глубины скважины). Кроме того, совокупность этих операций позволит обеспечить фиксацию пакера продолжительное время без затрат дополнительной энергии, так как фиксация осуществляется за счет температуры скважинной жидкости. In the method of fixing the packer in the well, including lowering the packer with sliding cheeks from the material with the shape memory and the petals into the well to the required depth, increasing the diametrical size of the packer by opening the petals when the temperature in the well rises above the temperature of the beginning of the reverse martensitic transformation of the material with the shape memory effect, deformation in the radial direction of the packer cuff-seal and the temperature effect on the packer, different from the temperature of the well fluid at the installation site, according to the technical mu solution temperature effects on the packer is carried out the temperature is lowered below the wellbore fluid temperature at the installation of the packer to its lowering to the required depth. This allows you to control the process of fixing the packer in the well, regardless of its depth (the temperature of the well fluid depends on the depth of the well). In addition, the combination of these operations will ensure the fixation of the packer for a long time without the cost of additional energy, since the fixation is carried out due to the temperature of the well fluid.
На представленных чертежах иллюстрируются: фиг.1 - операция по установке пакера, выполненного из материала с памятью формы и с тепловым элементом в виде охладителя-термопары (термохолодильника) в скважине (обсадной трубе); фиг. 2 - операция по термическому воздействию на пакер (нагрев) и его фиксации к стенке скважины. The following drawings illustrate: FIG. 1 — operation of installing a packer made of material with shape memory and with a thermal element in the form of a thermocouple cooler (thermo-refrigerator) in the well (casing); FIG. 2 - operation on the thermal effect on the packer (heating) and its fixation to the wall of the well.
Сущность предлагаемого пакера и способа его фиксации в скважине поясним на примере конкретного использования. The essence of the proposed packer and the method of its fixation in the well will be explained on the example of a specific use.
Пакер 1, закрепленный к трубе 2 (тросу), устанавливают в скважину 3 (обсадную трубу, которая на фиг. не показана). На фиг.1, 2 показан пакер с элементом конструкции, выполненным из материала с памятью формы. В этом случае диаметральное увеличение его размера осуществляется за счет объемного расширения материала элементов конструкции и за счет изменения формы элемента конструкции пакера 1 из материала с памятью формы. При этом второй фактор в десятки, а порой в сотни раз превышает первый. The
Пакер 1 содержит эластичную манжету-уплотнитель 4 с упорной шайбой 5, хомуты 6, 7, установленные сверху и снизу манжеты-уплотнителя 4, цилиндр 8 с лепестками 9, образованными прорезями 10, в нижней части которого прорези 10 выходят в отверстия 11. Цилиндр 8 с лепестками 9 изготовлен из материала с памятью формы, поэтому они служат в качестве привода (при раздвижке), а совместно с эластичной манжетой-уплотнителем 4 - в качестве раздвижных щек, часть которых перекрывает зазор между пакером 1 и стенкой скважины (обсадной трубы) 3. Цилиндр 8 с лепестками 9 и прорезями 10 может быть цельным либо состоять из нескольких секторов, установленных по окружности. Тепловой элемент 12 выполнен в виде охладителя-термопары (термохолодильника), которую желательно монтировать возле лепестков 9 для более эффективного их охлаждения. Питание теплового элемента 12 - термопары может осуществляться с поверхности по проводам 13. Цилиндр 8 выполнен из материала с памятью формы, например из сплава никеля с титаном (например, никелида титана NiTi с содержанием 50% никеля и 50% титана). Особенность таких сплавов заключается в том, что если образцу, изготовленному из них, придать при температуре выше температуры Ак определенную форму путем пластической деформации, а затем охладить его до температуры ниже температуры Мк и вновь деформировать, уничтожив прежнюю форму, то после нагрева образца выше температуры Ан он "вспомнит" свою исходную форму.The
Температуры Мн и Мк являются температурами начала и конца прямого мартенситного превращения, а Ан и Ак - соответственно температурами начала и конца обратного мартенситного превращения. Для сплава никелида титана NiTi температуры Мн= 63oС, Ан=75oС. Добавление легирующих добавок Fe и Со к никелиду титана NiTi стехиометрического состава понижает температуру восстановления формы. Влияние легирующих добавок на температуру восстановления формы изложено, например, в работе Тихонова А.С., Герасимова А.П., Прохорова И.И. Применение эффекта памяти формы в современном машиностроении. М.: Машиностроение, М., 1981, с. 80. У различных сплавов с эффектом памяти формы имеются свои физико-механические параметры. Приведем некоторые из них: степень восстановления исходной формы достигает 100%; величина обратной деформации достигает 10-20%; величина давления, генерируемого при нагреве, достигает значения 500-700 МПа; напряжение, необходимое для предварительной деформации, должно быть не более 50-100 МПа. Температуру проявления памяти формы в сплавах можно менять от -250o до 500oС, а ширину интервала температуры для восстановления формы - от 5 до 100oС, гистерезис от 2 до 80oС.The temperatures M n and M k are the temperatures of the beginning and end of the direct martensitic transformation, and A n and A k are the temperatures of the beginning and end of the reverse martensitic transformation, respectively. For an alloy of titanium nickelide NiTi, temperatures M n = 63 ° C, A n = 75 ° C. Adding alloying additives Fe and Co to titanium nickelide NiTi with a stoichiometric composition lowers the temperature of shape recovery. The influence of alloying additives on the temperature of shape recovery is described, for example, in the work of Tikhonov A.S., Gerasimov A.P., Prokhorova I.I. Application of the shape memory effect in modern engineering. M.: Mechanical Engineering, M., 1981, p. 80. Different alloys with a shape memory effect have their own physical and mechanical parameters. Here are some of them: the degree of restoration of the original form reaches 100%; the amount of backward deformation reaches 10-20%; the pressure generated during heating reaches a value of 500-700 MPa; the stress required for pre-deformation should not be more than 50-100 MPa. The temperature of the manifestation of shape memory in alloys can be changed from -250 o to 500 o C, and the width of the temperature range for restoration of the form from 5 to 100 o C, hysteresis from 2 to 80 o C.
Здесь в качестве примера приведен материал на основе никелида титана NiTi, обладающий высокой механической прочностью и стойкостью к длительному термоциклированию, генерирующий значительные механические напряжения при нагреве, обладающий значительной удельной работоспособностью. При применении в качестве теплового элемента 12 термопары можно, меняя полярность, использовать ее в качестве охладителя или нагревателя. Here, an example is a material based on titanium nickelide NiTi, which has high mechanical strength and resistance to long-term thermal cycling, generates significant mechanical stresses during heating, and has significant specific working capacity. When used as a
Принцип работы пакера и способ его фиксации в скважине заключаются в следующем. The principle of operation of the packer and the method of fixing it in the well are as follows.
В скважину (обсадную трубу) 3 опускают на тросе 2 или трубе 2 (фиг.1, 2) пакер 1 до глубины, на которой необходимо его зафиксировать. Учитывая, что с глубиной температура скважинной жидкости (это может быть буровой раствор или смесь нефти с водой) повышается, диаметральный размер пакера 1 подбирают таким, чтобы при температуре скважинной жидкости на глубине его фиксации диаметральный размер пакера 1 был бы меньше диаметра скважины 3. Это можно достичь конструктивно, то есть изготовить детали пакера 1 соответствующего диаметра либо охладить пакер 1, уменьшив искусственно его диаметральный размер. Затем производят температурное воздействие (в данном случае нагрев) на пакер 1, которое приводит к увеличению его диаметрального размера (фиг.2). Если пакер 1 выполнен конструктивно с диаметральным размером, меньшим диаметра скважины 3, то нагрев можно осуществить термопарой (при смене ее полярности) или нагревателем, например электрической спиралью, или используя пиропатрон (на фиг. не показан), которым дополнительно снабжен пакер. При использовании пиропатрона нагрев будет осуществлен одноразово, а затем эта температура будет поддерживаться температурой скважинной жидкости. При использовании электрической спирали можно многократно нагревать пакер 1 и выдерживать максимальную или оптимальную температуру. Это особенно важно, когда температура скважинной жидкости меньше температуры обратного мартенситного превращения используемого сплава с памятью формы. При этом нагрев осуществляют от источника тока, установленного на поверхности (на фиг. не показан). В результате нагрева создается натяг между поверхностью манжеты-уплотнителя 4 пакера 1 и поверхностью стенки скважины (обсадной трубы) 3. Для удаления пакера 1 из скважины 3 необходимо осуществить температурную разгрузку (охладить пакер), после чего произойдет уменьшение объема его конструктивных элементов, диаметральный размер пакера 1 уменьшится и его можно будет извлечь из скважины 3. Охлаждение может быть естественным (когда температура скважинной жидкости мала) либо искусственным за счет использования, например, термопар. В последнем случае управляемость процессом лучше, так как она практически не зависит от температуры скважинной жидкости. In the well (casing) 3 is lowered on the
Последовательность этих операций целесообразна, когда используется объемное расширение манжеты-уплотнителя 4 и у пакера 1 имеется элемент, выполненный из материала с памятью формы. The sequence of these operations is advisable when the volumetric expansion of the cuff-
Предлагаемая конструкция пакера 1 работоспособна при реализации способа по прототипу-патенту США 4515213, когда температура обратного мартенситного превращения материала с памятью формы выше температуры окружающей среды на заданной глубине. При этом необходимо постоянно подводить энергию для нагрева элементов конструкции пакера, выполненного из материала с памятью формы. The proposed design of the
Предлагаемая конструкция пакера позволяет фиксировать пакер к стенке скважины с температурой обратного мартенситного превращения ниже температуры скважинной среды на соответствующей глубине. The proposed design of the packer allows you to fix the packer to the wall of the well with a temperature of reverse martensitic transformation below the temperature of the borehole medium at the appropriate depth.
Для этого перед установкой пакера 1 в скважину 3 на требуемую глубину его надо охладить (на поверхности или в момент опускания). На поверхности для этого можно использовать различные средства (например, обложить его льдом), в скважине 3 наиболее целесообразно использовать для этого тепловой элемент в виде охладителя-термопары (термохолодильника). При охлаждении пакера 1 диаметральный его размер уменьшится и он станет существенно меньше диаметра скважины 3, что упростит процесс опускания пакера 1 в нее. Под действием температуры скважинной жидкости пакер 1 нагреется, что приведет к увеличению его диаметрального размера. Зная температуру скважинной жидкости на глубине установки пакера 1, можно рассчитать первоначальный его диаметр таким образом, чтобы при температуре скважинной жидкости возник натяг между боковой поверхностью пакера 1 и стенкой скважины 3. Сила, возникающая при натяге, обеспечит фиксацию пакера 1 к стенке скважины 3. Для удаления пакера 1 из скважины 3 необходимо его вновь охладить (осуществить температурную разгрузку). При этом диаметральный его размер станет меньше диаметра скважины 3, после чего можно будет извлечь пакер 1 из скважины 3. Такая конструкция пакера 1 исключает затраты энергии при фиксации его к стенке скважины 3, т.к. при этом используется энергия окружающей среды. To do this, before installing the
На фиг. 1 и 2 показана конструкция пакера 1 с элементом, выполненным из материала с памятью формы. In FIG. 1 and 2 show the design of the
Лепесткам 9 до монтажа в пакер 1 после нагрева их выше температуры Ак придают форму, показанную на фиг.2, то есть лепестки 9 раскрыты. Затем их охлаждают и, деформируясь, они совместно образуют форму цилиндра (фиг.1), то есть пакер 1 собирается, когда лепестки 9 имеют прямолинейную форму, образуя сообща цилиндрическую поверхность. Цилиндр 8 совместно с лепестками 9 размещают в эластичной манжете-уплотнителе 4, при этом их соприкасающиеся поверхности можно склеить. Возможно и изготовление эластичной манжеты-уплотнителя 4 совместно с цилиндром 8 и его лепестками 9, для чего можно резину, из которой изготовлена манжета-уплотнитель 4, сварить, а цилиндр 8 и лепестки 9 при этом будут служить как бы арматурой. Вопрос изготовления эластичной манжеты-уплотнителя 4 совместно с цилиндром 8 и его лепестками 9 решается конкретно при подборе материалов (имеется в виду температура нагрева резины манжеты-уплотнителя 4 и температура Ан, причем последняя должна быть выше первой). Отверстия 11 в цилиндре 8 выполняются для исключения образования трещин в цельной его части.Before mounting the
Перед погружением пакера 1 в скважину 3 подают электропитание по проводам 13 в тепловой элемент 12 в виде охладителя-термопары (термохолодильника). Последний снижает температуру конструктивных элементов пакера 1, поэтому несколько уменьшаются его диаметральные размеры, а лепестки 9 сохраняют цилиндрическую форму (фиг.1). Пакер 1 погружают на требуемую глубину в скважину 3. Затем отключают питание термопары. Под действием температуры скважинной жидкости происходит нагрев элементов конструкции пакера 1. Когда температура поднимается выше Ан, лепестки 9 примут форму, показанную на фиг. 2, которая будет удерживаться, пока будет воздействие температуры. Если необходим более быстрый подъем температуры, то можно дополнительно снабдить пакер 1 пиропатроном или электрической спиралью, которые можно разместить между трубой 2 и манжетой-уплотнителем 4 (на фиг. не показано). Использование дополнительного подвода тепла, например, за счет нагрева электрической спирали оправдано в случае, если температура скважинной жидкости ниже температуры Ак, что бывает при неглубоких скважинах и в случае использования материала с памятью формы, имеющего значения Ан, Ак, Мн и Мк больше температуры скважинной жидкости. Это, в свою очередь, целесообразно, когда используются универсальные пакеры, работающие на всех глубинах, при этом на больших глубинах для фиксации достаточна температура скважинной жидкости, а при использовании на малых глубинах необходим дополнительный подвод тепла.Before immersing the
Раскрытые лепестки 9 (фиг.2) прижимают манжету-уплотнитель 4 к поверхности стенки скважины 3. Объемное расширение конструктивных элементов пакера 1 от воздействия температуры будет способствовать натягу между поверхностями эластичной манжеты-уплотнителя 4 и стенкой скважины 3. The opened petals 9 (FIG. 2) press the
Для извлечения пакера 1 из скважины 3 необходимо охладить лепестки 9, подавая электропитание на охладитель-термопару и осуществляя температурную разгрузку пакера 1. Лепестки 9 сойдутся в радиальном направлении, натяг между поверхностями эластичной манжеты-уплотнителя 4 и стенкой скважины 3 исчезнет, после чего можно извлечь пакер 1 из скважины 3, так как диаметральный его размер будет небольшим, меньшим диаметрального размера скважины 3. To remove the
Claims (4)
Priority Applications (8)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU99124243/03A RU2182219C2 (en) | 1999-11-16 | 1999-11-16 | Packer and method of its locking in well |
| CA002388799A CA2388799A1 (en) | 1999-10-01 | 2000-09-29 | Method and packer for processing a productive formation in bottom-hole zone of a well, and method for fixing a packer inside a well |
| PCT/RU2000/000402 WO2001025596A1 (en) | 1999-10-01 | 2000-09-29 | Method for processing the production layer in a bottom hole area, packer therefor and method for securing a packer inside the bottom of a hole |
| GB0207260A GB2372526A (en) | 1999-10-01 | 2000-09-29 | Method for processing the production layer in a bottom hole area, packer therefor and method for securing a packer inside the bottom of a hole |
| MXPA02003165A MXPA02003165A (en) | 1999-10-01 | 2000-09-29 | Method for processing the production layer in a bottom hole area, packer therefor and method for securing a packer inside the bottom of a hole. |
| CN00815289A CN1387603A (en) | 1999-10-01 | 2000-09-29 | Method for processing production layer in bottom hole area, packer therefor and method for securing packer inside bottom of hole |
| NO20021478A NO20021478L (en) | 1999-10-01 | 2002-03-25 | Method and gasket for processing a productive formation in the bottom hole zone of a well, and method of attaching gasket to a well |
| US10/106,840 US20020157831A1 (en) | 1999-10-01 | 2002-03-27 | Method and packer for processing a productive formation in bottom-hole zone of a well, and method for fixing a packer inside a well |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU99124243/03A RU2182219C2 (en) | 1999-11-16 | 1999-11-16 | Packer and method of its locking in well |
Publications (2)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU99124243A RU99124243A (en) | 2001-08-20 |
| RU2182219C2 true RU2182219C2 (en) | 2002-05-10 |
Family
ID=20227090
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU99124243/03A RU2182219C2 (en) | 1999-10-01 | 1999-11-16 | Packer and method of its locking in well |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2182219C2 (en) |
Cited By (3)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2455456C2 (en) * | 2010-08-30 | 2012-07-10 | Аванян Эдуард Александрович | Packer device |
| RU2715282C1 (en) * | 2019-07-12 | 2020-02-26 | Общество с ограниченной ответственностью "Научно-производственное предприятие "СибБурМаш" | Sealing assembly of packer |
| RU2776498C1 (en) * | 2021-09-20 | 2022-07-21 | Арсен Вячеславович Терпунов | Uncoupler for sealing the wellbore of the casing string |
-
1999
- 1999-11-16 RU RU99124243/03A patent/RU2182219C2/en not_active IP Right Cessation
Cited By (4)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2455456C2 (en) * | 2010-08-30 | 2012-07-10 | Аванян Эдуард Александрович | Packer device |
| RU2715282C1 (en) * | 2019-07-12 | 2020-02-26 | Общество с ограниченной ответственностью "Научно-производственное предприятие "СибБурМаш" | Sealing assembly of packer |
| RU2776498C1 (en) * | 2021-09-20 | 2022-07-21 | Арсен Вячеславович Терпунов | Uncoupler for sealing the wellbore of the casing string |
| RU2802644C1 (en) * | 2023-03-01 | 2023-08-30 | федеральное государственное автономное образовательное учреждение высшего образования "Северо-Кавказский федеральный университет" | Device for isolation of the annular space of wells |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| US5685369A (en) | Metal seal well packer | |
| US4515213A (en) | Packing tool apparatus for sealing well bores | |
| AU2012273958B2 (en) | An annular barrier with external seal | |
| US8448713B2 (en) | Inflatable tool set with internally generated gas | |
| US20180023366A1 (en) | Slotted Backup Ring Assembly | |
| AU765948B2 (en) | Sealing off openings through the wall of a well tubular | |
| US20100319427A1 (en) | Apparatus and method for expanding tubular elements | |
| CN101793146A (en) | Method for testing strata of horizontal well | |
| NO331451B1 (en) | Sealing and anchoring device, and method for using it | |
| RU2477366C1 (en) | Downhole tool, device for installation in downhole tool, and downhole tool assembly method | |
| US20020157831A1 (en) | Method and packer for processing a productive formation in bottom-hole zone of a well, and method for fixing a packer inside a well | |
| RU2191249C2 (en) | Packer and method of its locking in well | |
| SE1451379A1 (en) | Temperature activated zonal isolation packer | |
| RU2182219C2 (en) | Packer and method of its locking in well | |
| RU2456436C2 (en) | Method for reinforcing drilled well section with casing pipe, and device for its implementation | |
| US8960277B2 (en) | Packer for sealing against a wellbore wall | |
| CN202325377U (en) | Metal sealing mechanism of packer | |
| US20210270092A1 (en) | Centralizer having atmospheric chamber for expansion in response to hydrostatic pressure | |
| NO20200146A1 (en) | Slotted backup ring assembly | |
| RU222329U1 (en) | HYDRAULIC PACKER | |
| SU1760085A1 (en) | Packer | |
| RU2730146C1 (en) | Axial-action cup packer | |
| CN204283387U (en) | Oil pipe releasing device | |
| SU1502808A1 (en) | Hydromechanical packer | |
| SU1032169A1 (en) | Apparatus for insulation work in well |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| MM4A | The patent is invalid due to non-payment of fees |
Effective date: 20041117 |