RU2215864C1

RU2215864C1 - Packer

Info

Publication number: RU2215864C1
Application number: RU2002106511/03A
Authority: RU
Inventors: Ш.Ф. Тахаутдинов; Е.П. Жеребцов; М.М. Загиров; Р.Н. Рахманов; Ш.М. Талыпов; М.Р. Рахманов
Original assignee: Открытое акционерное общество "Татнефть"
Priority date: 2002-03-13
Filing date: 2002-03-13
Publication date: 2003-11-10

Abstract

FIELD: oil and gas producing industry, particularly, means for protection of casing strings from high pressure, mainly, in injection wells. SUBSTANCE: packer has hollow upper and lower mandrels lowered into well on tubing string; expansible branch pipe connected to end of lower mandrel and provided with sealing member in form of flexible shell located on its external surface; core installed on mandrel; and hydraulic chamber. Expansible branch pipe is made with external annular boss above which anchoring section is located with serrations, and, under it, sealing member is provided whose upper part comes in contact with conical surface of annular boss, and its lower end is made in form of dovetail and in compressed state, it is located in sleeve-centralizer secured to end of lower mandrel. Core is made hollow with thickened lower end provided with removable valve, and located in mandrel. Core is made stepped for its wedging with its second step in zone of location of annular boss of expansible branch pipe in its installation. Core hydraulic chamber is formed by upper mandrel, core cavities with valve and tubing. EFFECT: higher operate reliability of packer and reduced consumed time and labor input in its setting. 3 cl, 7 dwg

Description

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к средствам защиты обсадной колонны от воздействия высокого давления преимущественно в нагнетательных скважинах. The invention relates to the oil and gas industry, in particular to means for protecting the casing from the effects of high pressure mainly in injection wells.

Известен пакер для защиты обсадной колонны в нагнетательных скважинах [1] , содержащей расширяемый патрубок с размещенным на наружной поверхности уплотнительным элементом в виде эластичной оболочки, привод, связанный с помощью тяги с дорном (расширяющим конусом), выполненным составным, связанные между собой разъединяющим элементом, а также плунжер, спускаемый на колонне насосно-компрессорных труб. Known packer for protecting the casing in injection wells [1], containing an expandable nozzle with a sealing element in the form of an elastic shell located on the outer surface, a drive connected by a rod with a mandrel (expanding cone) made integral, interconnected by a disconnecting element, as well as a plunger lowered on the tubing string.

Известен также пакер для нагнетательной скважины [2], включающий корпус - нижний и верхний, между которыми установлен расширяемый патрубок, на наружной поверхности которого размещен уплотнительный элемент в виде эластичной оболочки и дорн (расширяющий конус), связанный с приводом, имеющим гидравлическую камеру, [прототип]. Also known is a packer for an injection well [2], comprising a lower and upper body, between which an expandable nozzle is installed, on the outer surface of which there is a sealing element in the form of an elastic shell and a mandrel (expanding cone) associated with a drive having a hydraulic chamber, [ prototype].

Общим недостатком известных пакеров является необходимость осуществления дополнительных спускоподъемных операций, связанных с извлечением дорна на дневную поверхность и спуска насосно-компрессорных труб для продолжения нагнетания рабочей жидкости в пласт, что требует больших затрат времени и трудовых ресурсов. Кроме того, уплотнение в известных схемах пакера обеспечивают герметичность только до определенного давления, выше которого происходит сдвиг его в продольном направлении и снижение герметичности, что требует наличие заякоривающих элементов в конструкции пакера. Таким образом отсутствие заякоривающих элементов в пакере приводит к снижению надежности и долговечности разобщения межтрубного пространства. A common drawback of known packers is the need for additional tripping operations associated with removing the mandrel to the surface and lowering the tubing to continue pumping the working fluid into the formation, which requires a lot of time and labor. In addition, the seal in the well-known schemes of the packer ensure tightness only to a certain pressure, above which there is a shift in the longitudinal direction and a decrease in tightness, which requires the presence of anchoring elements in the design of the packer. Thus, the absence of anchoring elements in the packer reduces the reliability and durability of the separation of the annulus.

Задачей настоящего изобретения является повышение надежности работы пакера и снижение затрат времени и трудовых ресурсов при его установке. The objective of the present invention is to increase the reliability of the packer and reduce the time and labor costs when installing it.

Поставленная цель достигается описываемым пакером, включающим спускаемый на колонне насосно-компрессорных трубах (НКТ) полые верхний и нижний корпусы, присоединенный к концу нижнего корпуса расширяемый патрубок с уплотнительным элементом в виде эластичной оболочки, размещенной на его наружной поверхности, дорн, установленный в корпусе, гидравлическую камеру. The goal is achieved by the described packer, including a hollow upper and lower bodies, lowered onto a tubing string (tubing), an expandable pipe connected to the end of the lower body, with an expansion element in the form of an elastic shell placed on its outer surface, a mandrel installed in the body, hydraulic chamber.

Новым является то, что его расширяемый патрубок выполнен с наружным кольцевым выступом, над которым расположен якорный участок с зубчатыми насечками, а под ним - уплотнительный элемент, верхняя часть которого контактирует с конической поверхностью кольцевого выступа, а нижний его конец выполнен в виде ласточкиного хвоста и в сжатом состоянии он размещен в стакане-центраторе, закрепленного к концу нижнего корпуса, а его дорн выполнен полым с утолщенным нижним концом, снабженным съемным клапаном, и размещен в верхнем корпусе, кроме того, дорн выполнен двухступенчатым с возможностью заклинивания второй ступенью в зоне расположения кольцевого выступа расширяемого патрубка при его установке, при этом его гидравлическая камера образована верхним корпусом, полостями дорна с клапаном и НКТ. Другим отличием пакера является также и то, что якорный участок патрубка выполнен продольно-разрезными сквозными каналами, при этом каждой насечке выступа соответствует внутренний выступ, расположенной в одной секущей плоскости. Пакер отличается также и тем, что общая длина дорна равна суммарной длине якорного и уплотняемого участков. What is new is that its expandable pipe is made with an external annular protrusion, above which there is an anchor section with serrated notches, and below it is a sealing element, the upper part of which contacts the conical surface of the annular protrusion, and its lower end is made in the form of a dovetail and in a compressed state, it is placed in a centralizer glass fixed to the end of the lower case, and its mandrel is made hollow with a thickened lower end, equipped with a removable valve, and placed in the upper case, in addition to n is made with the possibility of jamming the two-stage second stage in the zone of the annular projection arrangement expandable sleeve when it is installed, with its hydraulic chamber is formed by an upper housing, a mandrel with valve cavities and the CNT. Another difference of the packer is the fact that the anchor section of the nozzle is made of longitudinally split through channels, with each notch of the protrusion corresponds to an internal protrusion located in one secant plane. The packer also differs in that the total length of the mandrel is equal to the total length of the anchor and compacted sections.

На фиг. 1 изображен пакер в транспортном положении в разрезе; на фиг. 2 - якорный участок пакера в транспортном положении в разрезе; на фиг.3 - пакер в рабочем положении в разрезе; на фиг.4 - якорный участок пакера в рабочем положении в разрезе; на фиг.5 - якорный участок пакера с разрезными сквозными каналами; на фиг.6 - вид разрезных каналов якорного участка сверху и на фиг.7 - якорный участок с разрезными каналами в рабочем положении. In FIG. 1 shows a packer in a transport position in a section; in FIG. 2 - anchor section of the packer in the transport position in the context; figure 3 - packer in the working position in the context; figure 4 - anchor section of the packer in the working position in the context; figure 5 - anchor section of the packer with split through channels; Fig.6 is a view of the split channels of the anchor section from above and Fig.7 is an anchor section with split channels in the working position.

Пакер содержит составной полый корпус (см. фиг.1 и 3) нижний и верхний 1 и 2 соответственно, спускаемый на колонне насосно-компрессорных труб 3. К корпусу присоединен расширяемый патрубок 4, на наружной поверхности которого выполнен кольцевой выступ 5 с конической поверхностью, над которым расположен якорный участок 6 с зубчатыми насечками 7 (см. фиг.2), а под ним - уплотнительный элемент 8 в виде эластичной оболочки. Нижний конец уплотнительного элемента выполнен в виде ласточкиного хвоста и в сжатом состоянии размещен в стакане-центраторе 9, прикрепленный к концу нижнего корпуса 1, а верхний его конец контактирует с конической поверхностью кольцевого выступа 5. Якорный участок 6 (см. фиг.3 и 5) выполнен в виде продольных выступов 10 с поперечными зубчатыми насечками 7, и с продольно-разрезными сквозными каналами 11, причем каждой зубчатой насечке выступа 10 соответствует внутренний выступ 12, расположенный в одной секущей плоскости. Внутри верхнего корпуса 2 установлен полый двухступенчатый дорн с расширяющими патрубок 4 конусами 13 и 14. Нижний конец дорна выполнен с утолщением 15 для размещения съемного клапана (съемный клапан на фигуре не изображен), который перекрывает его проходное сечение. Общая длина дорна равна суммарной длине якорного участка и части патрубка, где расположен уплотнительный элемент, т.е. уплотняемого участка гидравлическая камера пакера образована полостью дорна с клапаном и полостями верхнего корпуса 2 и НКТ 3. Продольно-разрезные каналы 11 якорного участка перекрываются хвостовой частью 16 дорна при его посадке в конце операции расширения патрубка 4. The packer contains a composite hollow body (see FIGS. 1 and 3) lower and upper 1 and 2, respectively, lowered onto the tubing string 3. An expandable pipe 4 is attached to the body, on the outer surface of which an annular protrusion 5 is made with a conical surface, over which there is an anchor section 6 with serrated notches 7 (see figure 2), and under it is a sealing element 8 in the form of an elastic shell. The lower end of the sealing element is made in the form of a dovetail and in a compressed state is placed in a centralizer glass 9, attached to the end of the lower case 1, and its upper end is in contact with the conical surface of the annular protrusion 5. Anchor section 6 (see figures 3 and 5 ) is made in the form of longitudinal protrusions 10 with transverse gear notches 7, and with longitudinally split through channels 11, with each tooth notch of the protrusion 10 corresponding to an inner protrusion 12 located in one secant plane. Inside the upper case 2 there is a hollow two-stage mandrel with expanding nozzle 4 cones 13 and 14. The lower end of the mandrel is made with a thickening 15 to accommodate a removable valve (the removable valve is not shown in the figure), which overlaps its passage section. The total length of the mandrel is equal to the total length of the anchor section and the part of the pipe where the sealing element is located, i.e. the packer’s hydraulic chamber is formed by a mandrel cavity with a valve and cavities of the upper body 2 and tubing 3. The longitudinally-split channels 11 of the anchor section are overlapped by the mandrel tail 16 when it is seated at the end of the expansion operation of the nozzle 4.

Пакер работает следующим образом. The packer works as follows.

Его спускают в скважину на требуемую глубину и клапаном перекрывают проходное сечение дорна например, шариковым клапаном одностороннего действия, работающий на закрытие со стороны устья скважины и с помощью насосного агрегата гидравлическую камеру по колонне НКТ 3 закачивают жидкость, постоянно повышая давление. При достижении давления расчетной величины дорн перемещается вниз расширяя патрубок 4 сначала конусом 13 первой ступени якорный участок 6 (Б) (см. фиг.3 и 7), участок кольцевого выступа 5 и остальную часть патрубка с уплотнительным элементом 8, плотно прижимая их к стенке обсадной колонны, достигает конца нижнего корпуса 1 и садится на его ограничительный кольцевой выступ 17. А конусом 14 дожимает якорный участок 6 к стенке обсадной колонны и при достижении зоны кольцевого выступа 5 там заклинивается. При этом на якорном участке патрубка образуется прочное механическое соединение между дорном, патрубком и стенки обсадной колонны, усилие страгивания которого больше знакопеременных нагрузок, воздействующих на пакер при его эксплуатации. Выполнение якорного участка продольно-разрезными сквозными каналами И (см. фиг.5, 6, 7) также способствует в обеспечении прочного механического соединения. В этом случае, при воздействии дорна на внутренние выступы 12 зубчатых насечек 7 возникают повышенные удельные усилия, увеличивающие их прижатие к стенке скважины. Но при извлечении дорна эти усилия практически исчезают и пакер можно снять с места установки без осложнения. It is lowered into the well to the required depth and the cross-section of the mandrel is closed with a valve, for example, with a single-acting ball valve that works to close the side of the wellhead and with the help of a pump unit, a hydraulic chamber is pumped through the tubing string 3 to increase the pressure. When the pressure reaches the calculated value, the mandrel moves downward, expanding the pipe 4 first with a cone 13 of the first stage, the anchor section 6 (B) (see Figs. 3 and 7), the section of the annular protrusion 5 and the rest of the pipe with the sealing element 8, tightly pressing them against the wall the casing string, reaches the end of the lower casing 1 and sits on its restrictive annular protrusion 17. And the cone 14 presses the anchor section 6 to the wall of the casing and when it reaches the zone of the annular protrusion 5 wedges there. At the same time, on the anchor section of the nozzle, a strong mechanical connection is formed between the mandrel, nozzle and the casing wall, the pulling force of which is greater than the alternating loads acting on the packer during its operation. The implementation of the anchor section of longitudinally-split through channels And (see figure 5, 6, 7) also contributes to providing a strong mechanical connection. In this case, when the mandrel is exposed to the internal protrusions 12 of the serrated notches 7, increased specific forces arise, increasing their pressing against the well wall. But when removing the mandrel, these efforts practically disappear and the packer can be removed from the installation site without complication.

При прохождении первой ступени дорна уплотнительный элемент, увеличиваясь в диаметре, плотно прижимается к стенке скважины, а его нижний конец освобождается от стакана-центратора 8 и также плотно прижимается к стенке скважины, выполняя роль самоуплотняющего элемента при создании гидродавления. Коническая поверхность кольцевого выступа является ограничителем для уплотнительного элемента при воздействии на него давлением жидкости снизу. Чем больше давление жидкости, тем лучше он герметизирует зазор. А выполнение дорна полым, снабженным клапаном, обеспечивает запакеровку при меньших гидравлических давлениях, чем в прототипе. When passing the first stage of the mandrel, the sealing element, increasing in diameter, is tightly pressed against the borehole wall, and its lower end is released from the centralizer cup 8 and also pressed tightly against the borehole wall, acting as a self-sealing element when creating hydraulic pressure. The conical surface of the annular protrusion is a limiter for the sealing element when exposed to liquid pressure from below. The higher the fluid pressure, the better it seals the gap. And the execution of the mandrel hollow, equipped with a valve, provides sealing at lower hydraulic pressures than in the prototype.

Эксплуатационные параметры пакера обеспечиваются подбором материалов, способных продолжительное время работать в скважинных условиях и расчетами его технологических и конструктивных параметров. The operational parameters of the packer are provided by the selection of materials capable of working for a long time in well conditions and by the calculations of its technological and structural parameters.

Контроль за установкой пакера осуществляют по показаниям манометра на поверхности. Monitoring the installation of the packer is carried out according to the readings of the pressure gauge on the surface.

На стендовых испытаниях пакер выдержал нагрузку на страгивание до 500 Кн и обеспечил герметичность при давлении до 25 МПа. On bench tests, the packer withstood straining loads up to 500 KN and ensured tightness at pressures up to 25 MPa.

Технико-экономическое преимущество пакера заключается в том, что он прост по конструкции, надежен в работе и устанавливается в скважине за один спуск. При этом уменьшаются затраты на установку пакера в скважине и его эксплуатацию. The technical and economic advantage of the packer is that it is simple in design, reliable in operation and installed in the well in one run. This reduces the cost of installing the packer in the well and its operation.

ИСТОЧНИКИ ИНФОРМАЦИИ
1. Патент 2162137, Е 21 В 33/12, опубл. 20.01.2001.SOURCES OF INFORMATION
1. Patent 2162137, E 21 B 33/12, publ. 01/20/2001.

2. Авторское свидетельство СССР 1726730, кл. Е 21 В 33/12, опубл. 15.04.1992. 2. Copyright certificate of the USSR 1726730, cl. E 21 B 33/12, publ. 04/15/1992.

Claims

1. A packer including hollow upper and lower bodies lowered onto a tubing string (tubing), an expandable nozzle attached to the end of the lower body with a sealing element placed on its outer surface in the form of an elastic shell, a mandrel installed in the body, and a hydraulic chamber, characterized in that its expandable nozzle is made with an external annular protrusion, above which there is an anchor section with serrated notches, and under it a sealing element, the upper part of which is in contact with on the surface of the annular protrusion, and its lower end is made in the form of a dovetail and in a compressed state is placed in a centralizer beaker fixed to the end of the lower case, while its mandrel is equipped with a removable valve, made hollow and two-stage and placed in the upper case with the possibility of jamming the second step in the zone of location of the annular protrusion of the expandable pipe when it is installed, and the hydraulic chamber is formed by a housing, mandrel cavities with a valve and tubing.

2. The packer according to claim 1, characterized in that the anchor section of the nozzle is made of longitudinally split through channels, with each notch of the protrusion corresponds to an inner protrusion located in one secant plane.

3. The packer according to claim 1, characterized in that the total length of the mandrel is equal to the total length of the anchor and sealed portions of the pipe.