RU2285111C1

RU2285111C1 - Pressure testing device to determine well string fluid influx in well string

Info

Publication number: RU2285111C1
Application number: RU2005109573/03A
Authority: RU
Inventors: Наиль Габдулбариевич Ибрагимов (RU); Наиль Габдулбариевич Ибрагимов; Айрат Фикусович Закиров (RU); Айрат Фикусович Закиров; Василий Николаевич Никитин (RU); Василий Николаевич Никитин; нов Тимербай Сабирь нович Камиль (RU); Тимербай Сабирьянович Камильянов; Фанис Нурмиевич Маннанов (RU); Фанис Нурмиевич Маннанов; Ренат Рафаэльевич Бикбулатов (RU); Ренат Рафаэльевич Бикбулатов
Original assignee: ОАО "Татнефть" им. В.Д. Шашина
Priority date: 2005-04-05
Filing date: 2005-04-05
Publication date: 2006-10-10

Abstract

FIELD: oil and gas industry, particularly pressure testing equipment adapted to determine fluid influx in well string during well repair, isolation and survey.

SUBSTANCE: device comprises hollow body with radial channels, sealing member with upper and lower flanges, sliding bush, cone with slips and electric drive. The electric drive is arranged inside the body and includes screw couple, pusher and control-rod. The control rod has destructible split pin and washer. The device also has pump, through orifices made in rod, pressure transducer and double-sided packer provided with independent manometer located under the packer. Pressure transducer has electric circuit adapted to transmit information to control panel.

EFFECT: increased efficiency of determination of well string connection air-tightness during hydrostatic pressure reduction.

4 dwg

Description

Изобретение относится к области нефтяной и газовой промышленности и может найти применение при создании устройств для опрессовки колонны скважины на приток жидкости при проведении ремонтных, изоляционных и исследовательских работ.The invention relates to the field of oil and gas industry and may find application in creating devices for crimping a well string for fluid flow during repair, insulation and research work.

Известен пакер, состоящий из корпуса с осевым каналом, уплотнительного элемента с верхним и нижним упорами, конической втулки со шлипсами и пружиной, полого обтекателя, в котором установлены цилиндры с атмосферным давлением, эластичный элемент, разделенный перегородкой с клапаном в виде диафрагмы [Авторское свидетельство СССР №1112114, кл. Е 21 В 33/12, опубл. 1984 г.].Known packer, consisting of a housing with an axial channel, a sealing element with upper and lower stops, a conical sleeve with slips and a spring, a hollow fairing, in which cylinders are installed with atmospheric pressure, an elastic element separated by a partition with a valve in the form of a diaphragm [USSR Author's Certificate No. 1112114, class E 21 B 33/12, publ. 1984].

При применении данного пакера трудно угадать интервал его посадки, поскольку он спускается в скважину под собственным весом в режиме свободного падения. Извлечение данного пакера затруднено, для этого необходимо спускать ловитель в скважину, заловиться и извлекать пакер. Срыв пакера происходит за счет сил упругости уплотнительного элемента. Уплотнительные элементы, применяемые на пакерах, в течение 1,5-2 часов после посадки под давлением 15-20 МПа теряют упругие свойства, что ставит под сомнение возможность извлечения пакера, пакер необходимо разбуривать, что связано с большими материальными затратами. В данном пакере не предусмотрен узел для срыва пакера. Нельзя его использовать для многократной посадки без извлечения на поверхность, где необходимо провести подготовительные работы.When using this packer, it is difficult to guess the interval of its landing, since it descends into the well under its own weight in the free fall mode. Removing this packer is difficult, for this it is necessary to lower the trap into the well, fill up and remove the packer. Disruption of the packer occurs due to the elastic forces of the sealing element. The sealing elements used on packers lose their elastic properties within 1.5-2 hours after landing under a pressure of 15-20 MPa, which casts doubt on the possibility of removing the packer, the packer must be drilled, which is associated with high material costs. This packer does not have a knot to break the packer. You can not use it for multiple landing without extraction to the surface, where it is necessary to carry out preparatory work.

Известен пакер, спускаемый на канате, состоящий из корпуса, уплотнительного элемента, толкателя, конуса, втулки, верхнего и нижнего заякоривающих узлов и клапана [Авторское свидетельство СССР №775291, кл. Е 21 В 33/12, опубл. 1980 г.].Known packer, lowered on a rope, consisting of a housing, a sealing element, a pusher, a cone, a sleeve, the upper and lower anchoring nodes and the valve [USSR author's certificate No. 775291, class. E 21 B 33/12, publ. 1980].

Недостатками данного пакера являются трудоемкость срыва и извлечения его из скважины, сложность конструкции - одних герметичных подвижных соединений восемь, что снижает его надежность в работе.The disadvantages of this packer are the complexity of stalling and removing it from the well, the complexity of the design - eight sealed movable joints are eight, which reduces its reliability.

Известен пакер электромеханический на кабель-канате, состоящий из полого корпуса с радиальными каналами, установленного на корпусе уплотнительного элемента с верхним и нижним фланцами и толкателем, конуса с размещенными на нем шлипсами, установленного в полости корпуса ствола, образующего с корпусом циркуляционный канал, сообщающий через радиальные каналы корпуса пространства за ним, над и под уплотнительным элементом и установленного с возможностью перекрытия циркуляционного канала после герметизации скважины и электропривода, установленного над уплотнительным элементом и связанного с корпусом и стволом [Патент США №3542126, Е 21 В 43/00, опубл. 1970 г.].A well-known electromechanical packer on a cable rope, consisting of a hollow body with radial channels mounted on the body of the sealing element with upper and lower flanges and a pusher, a cone with slips placed on it, installed in the cavity of the barrel body forming a circulation channel with the body, communicating through radial channels of the casing of the space behind it, above and below the sealing element and installed with the possibility of overlapping the circulation channel after sealing the well and the electric drive, mounted above the sealing element and associated with the housing and the barrel [US Patent No. 3542126, E 21 B 43/00, publ. 1970].

Известный пакер не обеспечивает надежность при многократной посадке и срыве, а также герметичность ствола скважины.The known packer does not provide reliability during multiple landing and disruption, as well as the tightness of the wellbore.

Наиболее близким к предложенному изобретению по технической сущности является устройство для поинтервальной опрессовки колонны на кабель-канате, состоящее из полого корпуса с радиальными каналами, уплотнительного элемента с верхним и нижними фланцами, подвижной втулки, конуса со шлипсами, электропривода, расположенного в корпусе, имеющего винтовую пару, толкатель, тягу, при этом тяга дополнительно снабжена шайбой, разрушаемым шплинтом и выступом, служащим упором.Closest to the proposed invention in technical essence is a device for interval testing a string on a cable rope, consisting of a hollow body with radial channels, a sealing element with upper and lower flanges, a movable sleeve, a cone with slips, an electric drive located in the housing having a screw a pair, a pusher, a thrust, while the thrust is additionally equipped with a washer, a breakable cotter pin and a protrusion serving as a stop.

В результате использования устройства обеспечивается надежность герметизации ствола скважины при многократной посадке и возможность извлечения при аварийных отказах электропривода. Однако известное устройство не может определять герметичность резьбовых соединений колонны на приток жидкости в скважину при снижения гидростатического давления в ней.The use of the device ensures the reliability of the sealing of the wellbore during multiple landing and the possibility of extraction during emergency failures of the electric drive. However, the known device cannot determine the tightness of the threaded connections of the column to the flow of fluid into the well while reducing the hydrostatic pressure in it.

В предложенном устройстве решается задача обеспечения определения герметичности резьбовых соединений колонны скважины на приток жидкости в скважину при снижении гидростатического давления.The proposed device solves the problem of determining the tightness of the threaded joints of the well string for fluid flow into the well while reducing hydrostatic pressure.

Задача решается тем, что в устройство для опрессовки колонны скважины на приток жидкости, включающее полый корпус с радиальными каналами, уплотнительный элемент с верхними и нижними фланцами, подвижную втулку, конус со шлипсами, электропривод, расположенный в корпусе, имеющий винтовую пару, толкатель, тягу, снабженную разрушаемым шплинтом и шайбой, согласно изобретению снабжено насосом, сквозными каналами на штоке, датчиком давления, смонтированным на штоке с электросхемой, передающей информацию на пульт управления, и двусторонним пакером с автономным манометром под пакером.The problem is solved in that in a device for crimping a well string for fluid flow, including a hollow body with radial channels, a sealing element with upper and lower flanges, a movable sleeve, a cone with slips, an electric drive located in the body having a screw pair, pusher, traction equipped with a destructible cotter pin and washer, according to the invention is equipped with a pump, through channels on the rod, a pressure sensor mounted on the rod with an electrical circuit transmitting information to the control panel, and a two-way packer Ohm with a standalone pressure gauge under the packer.

Сущность изобретенияSUMMARY OF THE INVENTION

На фиг.1 и 2 представлено предлагаемое устройство для опрессовки колонны скважины на приток жидкости.Figures 1 and 2 show the proposed device for crimping a well string for fluid flow.

Устройство состоит (см. фиг.1) из специального пакера А и пакера расцепляющегося Б, которые разделяют скважину на полости I, II и III. Специальный пакер А, состоящий из полого корпуса 1 с отверстиями 2, снабжен электродвигателем 3, редуктором 4, насосом 5 для откачки жидкости, винтовой парой - гайкой 6 и винтом 7, центральным штоком 8, на части которого имеются канал 9 для сообщения всасывающей линии насоса 5 с подпакерным пространством II, датчик давления 10, передающий по электронной схеме через жилы 11 информацию на устьевую панель управления 12, уплотнительные кольца 13. Втулка 14 расположена в полом корпусе 1, из резиновой манжеты 15, смонтированной на наружной поверхности полого корпуса 1, ограниченной двумя фланцами 16 и 17. Фланец 17 является подвижным и закреплен на подвижной втулке 18, кроме того, устройство содержит конус 19, шлипсы 20, расположенные подвижно на конусе 19, толкатель 21, закрепленный на центральном штоке 8 через срезную шайбу 22 гайкой 23, концевые выключатели 24 и 25, расположенные внутри полого корпуса 1, контактор 26, расположенный на винте 7, кабель 27, являющийся как несущим элементом специального пакера А, так и элементом, питающим электрическим током работу механизмов, выкидную линию 28, насоса 5.The device consists (see Fig. 1) of a special packer A and a tripping B packer, which divide the well into cavities I, II and III. Special packer A, consisting of a hollow body 1 with holes 2, is equipped with an electric motor 3, a gearbox 4, a pump 5 for pumping liquid, a screw pair - a nut 6 and a screw 7, a central rod 8, on the part of which there is a channel 9 for communicating with the pump suction line 5 with sub-packer space II, a pressure sensor 10, which transfers information electronically through the cores 11 to the wellhead control panel 12, o-rings 13. The sleeve 14 is located in the hollow body 1, of a rubber sleeve 15 mounted on the outer surface of the hollow housing 1, limited by two flanges 16 and 17. The flange 17 is movable and mounted on the movable sleeve 18, in addition, the device contains a cone 19, slips 20, movably located on the cone 19, the pusher 21, mounted on the Central rod 8 through a shear washer 22 nut 23, limit switches 24 and 25 located inside the hollow body 1, contactor 26 located on the screw 7, cable 27, which is both the supporting element of the special packer A and the element supplying electric current to the mechanisms, flow line 28, pump 5 .

Отцепляющийся пакер Б состоит из двух корпусов 29 и 30, расположенных противоположно друг к другу, штока 31 с контрольным манометром 32 автономного действия, смонтированного в нижней части штока 31, сообщенного с полостью I, шлипсов 33 и 34, подвижно расположенных на корпусах 29 и 30, резиновой манжеты 35, неподвижного фланца 36, узла фиксации пакера 37, захвата и отцепления 38.The detachable packer B consists of two housings 29 and 30 located opposite to each other, a rod 31 with an autonomous operating pressure gauge 32 mounted in the lower part of the rod 31 in communication with the cavity I, slips 33 and 34, movably located on the cases 29 and 30 , rubber cuff 35, fixed flange 36, the fixation unit of the packer 37, capture and disengagement 38.

Работает устройство следующим образом.The device operates as follows.

Собранный согласно фиг.2 пакер двустороннего действия А спускается в скважину с помощью посадочного устройства и садится над кровлей пласта (см. фиг 3), при этом резиновая манжета 35 деформируется и перекрывает ствол скважины, плашки 33 и 34 выдвигаются по конусам 29 и 30, закрепляются на стенках колонны, глубинный манометр 32 замеряет давление в полости I, сообщенной с забоем скважины.The double-acting packer A assembled according to FIG. 2 is lowered into the well by means of a landing device and sits above the top of the formation (see FIG. 3), while the rubber cuff 35 is deformed and overlaps the wellbore, the dies 33 and 34 are extended along the cones 29 and 30, fixed on the walls of the column, the depth gauge 32 measures the pressure in the cavity I, communicated with the bottom of the well.

Далее с помощью геофизического подъемника ПКС-3,5 на кабеле 27 спускается в скважину специальный пакер А на интервал 500-800 м выше, чем нижний пакер двустороннего действия А, и сажается. Для этого по кабелю 27 подается электрический ток на электродвигатель 3, крутящий момент через редуктор передается на винтовую пару - гайка 6, винт 7, и шток 8 соответственно перемещается вверх с толкателем 21, который выдвигает плашки 20 в радиальном направлении, они упираются о стенку колонны, после этого корпус 1 вместе с неподвижным фланцем перемещаются вниз относительно подвижного патрубка 18 и подвижного фланца 17, резиновая манжета деформируется, увеличивается в поперечном сечении и перекрывает кольцевое пространство между колонной и корпусом 1, одновременно при движении штока вверх уплотнительные пальцы 13 заходят во втулку - седло 14 и плотно садятся на него, таким образом исключается переток жидкости по внутренней полости пакера, контактор 26 касается концевого выключателя 25 и отключает электродвигатель 3. Процесс посадки пакера А контролируется с пульта управления 12. Датчик давления 10, расположенный под пакером А, передает через жилы 11 и кабель 27 на пульт управления о гидростатическом давлении в полости II, на пульте показываются в реальном времени величина гидростатического давления и производится запись под компьютер. После этого выключается насос 5, который через канал 9 забирает жидкость из полости II и выбрасывает в надпакерную полость III через выкидную линию 28. По мере откачки жидкости из полости II в полость III, гидростатическое давление в полости II будет уменьшаться, что будет показывать датчик давления 10 на пульте управления (см. фиг.3).Then, using the PKS-3,5 geophysical elevator on cable 27, special packer A is lowered into the well at an interval of 500-800 m higher than the lower double-acting packer A, and is planted. To do this, electric current is supplied to electric motor 3 through cable 27, torque is transmitted through a gear to a screw pair - nut 6, screw 7, and rod 8, respectively, moves upward with pusher 21, which extends the dies 20 in the radial direction, they abut against the column wall , after this, the housing 1 together with the fixed flange move downward relative to the movable pipe 18 and the movable flange 17, the rubber cuff is deformed, increases in cross section and overlaps the annular space between the column and core with a mustache 1, at the same time, when the rod moves up, the sealing fingers 13 go into the sleeve - the seat 14 and fit tightly on it, thus eliminating the flow of fluid through the inner cavity of the packer, the contactor 26 touches the limit switch 25 and turns off the electric motor 3. The process of landing the packer A is controlled control panel 12. The pressure sensor 10, located under the packer A, transmits through the cores 11 and cable 27 to the control panel about the hydrostatic pressure in cavity II, the hydrostatic value is shown in real time on the control panel of pressure and made a record by the computer. After that, the pump 5 is turned off, which collects fluid from the cavity II through the channel 9 and throws it into the supra-packer cavity III through the flow line 28. As the fluid is pumped out from the cavity II into the cavity III, the hydrostatic pressure in the cavity II will decrease, which will be indicated by the pressure sensor 10 on the control panel (see figure 3).

При снижении гидростатического давления на величину 5-6 МПа насос отключается. При этом насос исключает переток жидкости из полости III в полость II (в обратном направлении).When the hydrostatic pressure is reduced by 5-6 MPa, the pump is turned off. In this case, the pump eliminates the flow of fluid from cavity III into cavity II (in the opposite direction).

Если гидростатическое давление в полости II не восстановится, что видно на пульте управления, значит колонна на данном интервале герметична, что отразится в графике согласно фиг.3 - колонна герметична на интервале H₁-Н₂, т.к. гидростатическое давление в полости II не восстановилось.If the hydrostatic pressure in cavity II does not recover, as can be seen on the control panel, then the column at this interval is tight, which will be reflected in the graph according to figure 3 - the column is tight at the interval H ₁ -H ₂ , because hydrostatic pressure in cavity II did not recover.

Если гидростатическое давление в полости II восстановится, значит колонна на данном интервале не герметична, что отразится в графике согласно фиг.4 - колонна не герметична на интервале Н₁-Н₂, т.к. гидростатическое давление в полости II восстановилось.If the hydrostatic pressure in cavity II is restored, then the column in this interval is not tight, which will be reflected in the graph according to figure 4 - the column is not tight in the interval H ₁ -H ₂ , because hydrostatic pressure in cavity II was restored.

Для уточнения интервала нарушения (глубины) спец. пакер А сажается еще ниже и производится откачка жидкости между двумя пакерами (полости II), как описано выше, ожидается время восстановления гидростатического давления, если давление восстанавливается, значит нарушение выше, чем спец. пакер А, т.к. многопробно сажая и снижая давление между двумя пакерами, определяется интервал нарушения (глубина) с точностью ±1 метр.To clarify the interval of violation (depth) special. packer A is set even lower and liquid is pumped out between the two packers (cavity II), as described above, the recovery time of hydrostatic pressure is expected, if the pressure is restored, then the violation is higher than special. packer A, as by planting and reducing the pressure between two packers in detail, the violation interval (depth) is determined with an accuracy of ± 1 meter.

Интенсивность притока жидкости определяется по времени восстановления гидростатического давления, а также объемом откаченной жидкости из полости А. Объем откаченной жидкости определяется производительностью насоса.The fluid flow rate is determined by the recovery time of hydrostatic pressure, as well as the volume of pumped fluid from cavity A. The volume of pumped fluid is determined by the pump capacity.

Если приток жидкости незначительный, что соответствует требованиям нормативной документации, то колонна признается герметичной, а если приток жидкости выше допустимой нормы, колонна признается не герметичной.If the liquid inflow is insignificant, which meets the requirements of regulatory documentation, then the column is recognized as airtight, and if the liquid inflow is higher than the permissible norm, the column is considered not airtight.

Таким образом, с помощью предложенного устройства решается задача обеспечения определения герметичности колонны скважины на приток жидкости в скважину при снижении гидростатического давления.Thus, using the proposed device, the task of ensuring the determination of the tightness of the well string for fluid flow into the well with a decrease in hydrostatic pressure is solved.

Применение предложенного устройства позволит определять герметичность колонны скважины.The application of the proposed device will determine the tightness of the well string.

Claims

A device for crimping a well string for fluid flow, including a hollow body with radial channels, a sealing element with upper and lower flanges, a movable sleeve, a cone with slips, an electric drive located in the body having a screw pair, a pusher, a rod equipped with a collapsible cotter pin and washer , characterized in that it is equipped with a pump, through channels on the rod, a pressure sensor mounted on the rod with an electric circuit transmitting information to the control panel, and a two-way packer with autonomous man in the bottom of the packer.