RU2298639C1

RU2298639C1 - Device for reservoirs separation inside well

Info

Publication number: RU2298639C1
Application number: RU2005131346/03A
Authority: RU
Inventors: Ильгизар Хасимович Махмутов (RU); Ильгизар Хасимович Махмутов; Рафагат Габделвалиевич Габдуллин (RU); Рафагат Габделвалиевич Габдуллин; Владимир Иванович Кострач (RU); Владимир Иванович Кострач; Дмитрий Витальевич Страхов (RU); Дмитрий Витальевич Страхов; тдинов Радик З уз тович Зи (RU); Радик Зяузятович Зиятдинов
Original assignee: Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина
Priority date: 2005-10-10
Filing date: 2005-10-10
Publication date: 2007-05-10

Abstract

FIELD: oil production, particularly to produce oil from relatively short wells in the case of tool weight insufficient to provide necessary packing load.

SUBSTANCE: device comprises upper and lower packing members. Each packing member comprises body with end annular projection, elastic collar with widened part, expanding cone, which are connected with each other by intermediate pipe or pipes, support nipples with inner cylindrical depressions, check valve, sealing rings and shear members. Device also has setting tool having hydraulic cylinder. Hydraulic cylinder rod is connected to hydraulic anchor, which in turn is fastened to lifting pipes. Lower hydraulic cylinder body part is telescopically put on adjusting nipple and is secured to the nipple by shear members. The adjusting nipple is fixedly connected to expanding cone of upper packing member from below. Length L₂ of inner cylindrical depression made in support nipples is more than or equal to widened elastic collar part length L₁. Lower part of lower support nipple has barrel with cone secured thereto by upper end thereof. Shaped slot is made in outer barrel surface. The shaped slot includes alternating longitudinal short and long sections connected one with another by compound closed groove. Cartridge sliding in axial direction and provided with guiding pin entering into the shaped slot is arranged on the barrel. Slips spring-loaded in radial direction are located around cartridge perimeter. In transport position guiding pin is in longitudinal short section of shaped slot. In working position the guiding pin enters longitudinal section of the shaped slot.

EFFECT: increased reliability of isolated well interval sealing, possibility of serial setting and releasing of packing members and decreased metal consumption of device structure.

2 dwg

Description

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, а именно к средствам защиты обсадных колонн от воздействия высокого давления, и найдет преимущественное применение при отключении негерметичных участков обсадной колонны, при отключении и повторном включении верхних и промежуточных заводненных пластов в скважинах с относительно небольшими глубинами.The invention relates to the oil industry, and in particular to means for protecting casing strings from high pressure, and will find predominant use when disabling leaking sections of the casing strings, when disabling and reconnecting the upper and intermediate flooded formations in wells with relatively shallow depths.

Известно устройство (патент РФ №2161238, МПК Е21В 29/00, 2000 г.), содержащее верхний и нижний пакерующие элементы, соединенные между собой промежуточной трубой (трубами), опорные патрубки, уплотнительные кольца и срезные элементы.A device is known (RF patent №2161238, IPC ЕВВ 29/00, 2000), containing the upper and lower packing elements interconnected by an intermediate pipe (s), support pipes, o-rings and shear elements.

Недостатки устройства:The disadvantages of the device:

- сложность монтажа, демонтажа и извлечения устройства из скважины;- the complexity of the installation, dismantling and removal of the device from the well;

- недостаточная надежность разобщения межтрубного пространства, обусловленная возможностью смещения устройства от ударов при спуско-подъемных операциях;- insufficient reliability of the separation of the annulus due to the possibility of displacement of the device from impacts during tripping;

- ограниченные возможности в применении.- limited application possibilities.

Наиболее близким по технической сущности к предлагаемому является устройство для отключения пластов друг от друга в скважине (патент РФ №2236557, МПК 7 Е21В 33/12, 29/00, 2004 г.), спускаемое на подъемных трубах, содержащее верхний и нижний пакерующие элементы, каждый из которых включает корпус с кольцевым выступом на конце, эластичную манжету с утолщенной частью, расширяющий конус, соединенные между собой промежуточной трубой или трубами, опорные патрубки с внутренней цилиндрической выборкой, обратный клапан, уплотнительные кольца и срезные элементы.The closest in technical essence to the proposed is a device for disconnecting the layers from each other in the well (RF patent No. 2236557, IPC 7 ЕВВ 33/12, 29/00, 2004), lowered on lifting pipes, containing upper and lower packing elements , each of which includes a housing with an annular protrusion at the end, an elastic cuff with a thickened part, an expanding cone, interconnected by an intermediate pipe or pipes, supporting nozzles with an internal cylindrical selection, non-return valve, o-rings and shear element .

Существенными недостатками устройства являются:Significant disadvantages of the device are:

- во-первых, длина опорной трубы зависит от расстояния между нижним пластом и забоем скважины, и чем больше это расстояние, тем длиннее опорная труба, а это требует большого количество труб, составляющих опорную трубу, что ведет к увеличению металлоемкости конструкции;- firstly, the length of the support pipe depends on the distance between the lower layer and the bottom of the well, and the greater the distance, the longer the support pipe, and this requires a large number of pipes making up the support pipe, which leads to an increase in the metal consumption of the structure;

- во-вторых, невозможно создать необходимые нагрузки на пакерующие элементы при малой глубине скважины из-за малого веса подъемных труб и обеспечить надежное разобщение межтрубного пространства.- secondly, it is impossible to create the necessary load on the packing elements at a shallow depth of the well due to the small weight of the lifting pipes and to ensure reliable separation of the annulus.

Задачей изобретения является создание устройства, позволяющего создавать необходимые нагрузки на пакерующие элементы, в том числе и в скважинах небольшой глубины, и тем самым обеспечивать надежную герметизацию между изолирующими участками, а также снижение металлоемкости конструкции за счет исключения опорной трубы из конструкции скважины.The objective of the invention is to provide a device that allows you to create the necessary load on the packing elements, including in wells of small depth, and thereby provide reliable sealing between the insulating sections, as well as reducing the metal structure due to the exclusion of the support pipe from the well structure.

Указанная задача решается предлагаемым устройством, содержащим верхний и нижний пакерующие элементы, каждый из которых включает корпус с кольцевым выступом на конце, эластичную манжету с утолщенной частью и расширяющий конус, соединенные между собой промежуточной трубой или трубами, верхний и нижний опорные патрубки с внутренней цилиндрической выборкой, обратный клапан, уплотнительные кольца и срезные элементы.This problem is solved by the proposed device, containing the upper and lower packing elements, each of which includes a housing with an annular protrusion at the end, an elastic cuff with a thickened part and an expanding cone, interconnected by an intermediate pipe or pipes, upper and lower support pipes with an inner cylindrical selection , check valve, o-rings and shear elements.

Новым является то, что устройство снабжено посадочным инструментом, включающим гидроцилиндр, шток которого соединен с гидравлическим якорем, соединенным, в свою очередь, с подъемными трубами, а нижняя часть корпуса гидроцилиндра телескопически надета на технологический патрубок и связана с ним срезными элементами, при этом технологический патрубок снизу жестко соединен с расширяющим конусом верхнего пакерующего элемента; длина внутренней цилиндрической выборки верхних и нижних опорных патрубков (L₂) больше или равна длине (L₁) утолщенной части эластичной манжеты, при этом снизу нижний опорный патрубок снабжен стволом с жестко закрепленным на нем конусом в верхней части, причем на наружной поверхности ствола выполнен фигурный паз с чередующимися продольным коротким и длинным участками, соединенными сложной замкнутой проточкой, кроме того на стволе с возможностью осевого перемещения установлена обойма с направляющим штифтом, который размещен в фигурном пазе, при этом в обойме по ее окружности размещены шлипсы, подпружиненные в радиальном направлении, причем в транспортном положении направляющий штифт находится в продольном коротком участке фигурного паза, а в рабочем - в продольном длинном участке фигурного паза, при этом обратный клапан установлен в верхней части технологического патрубка.New is that the device is equipped with a landing tool, including a hydraulic cylinder, the rod of which is connected to a hydraulic armature, connected, in turn, to the lifting pipes, and the lower part of the hydraulic cylinder body is telescopically mounted on the process pipe and connected with it by shear elements, while the process the bottom pipe is rigidly connected to the expanding cone of the upper packer element; the length of the inner cylindrical sample of the upper and lower support pipes (L ₂ ) is greater than or equal to the length (L ₁ ) of the thickened part of the elastic cuff, while the bottom of the lower support pipe is provided with a barrel with a cone fixed to it in the upper part, and on the outer surface of the barrel figured groove with alternating longitudinal short and long sections connected by a complex closed groove, in addition, a clip with a guide pin, which is placed in the figured, is mounted on the barrel with the possibility of axial movement however, in the cage along its circumference are slips spring-loaded in the radial direction, and in the transport position the guide pin is in the longitudinal short section of the curly groove, and in the working position in the longitudinal long section of the curly groove, with the check valve installed in the upper part technological branch pipe.

На фигуре 1 изображено предлагаемое устройство в продольном разрезе, спущенное в скважину.The figure 1 shows the proposed device in longitudinal section, lowered into the well.

На фигуре 2 изображен фигурный паз, выполненный на наружной поверхности ствола устройства.The figure 2 shows a curly groove made on the outer surface of the barrel of the device.

Устройство (см. фиг.1) состоит из двух пакерующих элементов: нижнего и верхнего, конструкция которых совершенно одинаковая.The device (see figure 1) consists of two packing elements: the lower and upper, the design of which is exactly the same.

Пакерующий элемент включает в себя корпус 1 с кольцевым выступом 2 на конце и расширяющий конус 3. На корпус надета эластичная манжета 4 с утолщенной частью 5, опирающаяся на верхний опорный патрубок 6 с цилиндрической выборкой 7, в которую входит кольцевой выступ 2 корпуса 1, взаимодействующий со срезными элементами 8. Пакерующие элементы соединены между собой промежуточной трубой или трубами 9.The packing element includes a housing 1 with an annular protrusion 2 at the end and an expanding cone 3. An elastic cuff 4 with a thickened part 5 is mounted on the housing, resting on the upper support pipe 6 with a cylindrical selection 7, which includes an annular protrusion 2 of the housing 1, interacting with shear elements 8. Packer elements are interconnected by an intermediate pipe or pipes 9.

Устройство снабжено посад очным инструментом, включающим гидроцилиндр 10, шток 11 которого соединен с гидравлическим якорем 12. Нижняя часть 13 корпуса гидроцилиндра телескопически связана с технологическим патрубком 14 и соединена с ним срезными элементами 15. Снизу патрубок 14 соединен с расширяющим конусом 3 верхнего уплотнительного элемента, а в его верхней части установлен обратный клапан 16. Снизу нижний опорный патрубок 17 снабжен стволом 18 с жестко закрепленным на нем конусом 19 в верхней части. На наружной поверхности ствола 18 выполнен фигурный паз 20 с чередующимися продольными коротким 21 и длинным 22 участками, которые соединены сложной замкнутой проточкой 23.The device is equipped with a landing tool, including a hydraulic cylinder 10, the rod 11 of which is connected to a hydraulic armature 12. The lower part 13 of the hydraulic cylinder body is telescopically connected to the process pipe 14 and connected to it by shear elements 15. From the bottom, the pipe 14 is connected to the expanding cone 3 of the upper sealing element, and a check valve 16 is installed in its upper part. From the bottom, the lower support pipe 17 is provided with a barrel 18 with a cone 19 rigidly fixed on it in the upper part. On the outer surface of the barrel 18, a figured groove 20 is made with alternating longitudinal short 21 and long 22 sections, which are connected by a complex closed groove 23.

На стволе 18 с возможностью осевого перемещения установлена обойма 24 с направляющим штифтом 25, который размещен в фигурном пазе 20. В обойме по ее окружности размещены шлипсы 26, подпружиненные в радиальном направлении. В транспортном положении направляющий штифт 25 находится в продольном коротком участке 21 фигурного паза 20 (см. фиг.2), а в рабочем - в продольном длинном участке 22 фигурного паза 20. Сопрягаемые поверхности устройства снабжены уплотнительными кольцами 27 (см. фиг.1).On the barrel 18 with the possibility of axial movement, a cage 24 is installed with a guide pin 25, which is placed in a figured groove 20. In the cage along its circumference are placed slips 26, spring-loaded in the radial direction. In the transport position, the guide pin 25 is in the longitudinal short section 21 of the figured groove 20 (see figure 2), and in the working position is in the longitudinal long section 22 of the figured groove 20. The mating surfaces of the device are provided with O-rings 27 (see figure 1) .

С целью обеспечения поочередной посадки пакерующих элементов снизу вверх и поочередной распакеровки их сверху вниз, длина внутренней цилиндрической выборки верхнего 6 и нижнего 17 опорных патрубков (L₂) больше или равна длине (L₁) утолщенной части эластичной манжеты.In order to ensure alternating seating of the packing elements from the bottom up and unpacking them from top to bottom, the length of the inner cylindrical sample of the upper 6 and lower 17 support pipes (L ₂ ) is greater than or equal to the length (L ₁ ) of the thickened part of the elastic cuff.

Работает устройство следующим образом.The device operates as follows.

На устье скважины (на фиг.1 и 2 не показано) направляющий штифт 25 (см. фиг.2) устанавливают в продольный короткий участок 21 фигурного паза 20.At the wellhead (not shown in FIGS. 1 and 2), a guide pin 25 (see FIG. 2) is installed in a longitudinal short section 21 of the figured groove 20.

Затем устройство на подъемных трубах 28 (см. фиг.1) спускают во внутрь обсадной колонны 29 с таким расчетом, чтобы нижний пакерующий элемент находился выше продуктивного пласта, а верхний обводнившийся пласт располагался между пакерующими элементами.Then the device on the lifting pipes 28 (see Fig. 1) is lowered into the inside of the casing 29 so that the lower packer element is located above the reservoir, and the upper waterlogged layer is located between the packer elements.

Далее устройство посредством подъемных труб 28 поднимают вверх примерно на 1 метр и опускают, при этом обойма 24, благодаря находящимся в ней подпружиненным в радиальном направлении шлипсам 26, контактирующим с внутренней стенкой обсадной колонны 29, остается неподвижной, а устройство совершает осевое перемещение, причем при подъеме направляющий штифт 25, находящийся в продольном коротком участке 21 фигурного паза 20 (см. фиг.2), перемещается в нижнюю часть продольного длинного участка 22 фигурного паза 20, а при спуске направляющий штифт 25 из нижнего продольного длинного участка 22 фигурного паза 20 перемещается в его верхнюю часть, при этом конус 19 (см. фиг.1) садится на подпружиненные в радиальном направлении шлипсы 26, раздвигая их, и при дальнейшей разгрузке инструмента шлипсы 26 фиксируют устройство на внутренней стенке обсадной колонны 29. Продолжают разгружать инструмент, при этом разрушаются срезные элементы 30, происходит предварительная запакеровка нижнего пакерующего элемента. В подъемных трубах 20 создают избыточное давление, под воздействием которого якори 31 врезаются в обсадную колонну 29 и фиксируют подъемные трубы.Further, the device by means of lifting pipes 28 is lifted up by about 1 meter and lowered, while the cage 24, due to the radially spring-loaded slips 26 in contact with the inner wall of the casing 29, remains stationary, and the device performs axial movement, and when lifting, the guide pin 25 located in the longitudinal short section 21 of the figured groove 20 (see FIG. 2) moves to the lower part of the longitudinal long section 22 of the figured groove 20, and when lowering, the guide pin 25 from the bottom of the long longitudinal section 22 of the figured groove 20 moves to its upper part, while the cone 19 (see Fig. 1) sits on the radially spring-loaded slips 26, pushing them apart, and with further unloading of the tool, the slips 26 fix the device on the inner casing wall columns 29. Continue to unload the tool, while the shear elements 30 are destroyed, preliminary packing of the lower packer element occurs. In the lifting pipes 20 create excessive pressure, under the influence of which the anchors 31 cut into the casing 29 and fix the lifting pipes.

При дальнейшем повышении давления корпус 13 гидроцилиндра перемещается вниз и толкает соответственно патрубок 14 и расширяющие конусы 3 пакерующих элементов. Срезные элементы 8 и 15 при этом разрушаются. Под воздействием конусов 3 эластичные манжеты 4 разжимаются, плотно прилегая к стенкам обсадной колонны. Происходит окончательная запакеровка нижнего пакерующего элемента. Чтобы убедиться в окончательной запакеровке верхнего пакерующего элемента, проделывают следующее. Делают отметку на устье на подъемных трубах, снимают избыточное давление, инструмент при этом разгружается на забой. Затем снова создают избыточное давление, при котором происходит окончательная запакеровка верхнего пакерующего элемента. Избыточное давление снимают и подают инструмент вниз. Если инструмент опустился, значит произвели окончательную запакеровку при вторичной операции создания избыточного давления, если инструмент остался на месте, значит окончательная запакеровка была достигнута при первоначальном создании избыточного давления. Затем подъемные трубы с посадочным инструментом поднимают на поверхность, в скважину спускают глубинный насос и ведут дальнейшую эксплуатацию продуктивного пласта.With a further increase in pressure, the housing 13 of the hydraulic cylinder moves down and pushes, respectively, the pipe 14 and the expanding cones 3 of the packing elements. Shear elements 8 and 15 are destroyed. Under the influence of the cones 3, the elastic cuffs 4 are unclenched tightly against the walls of the casing. The final packing of the lower packer element occurs. To make sure the final packing of the upper packing element, do the following. Make a mark on the mouth on the lifting pipes, relieve excess pressure, while the tool is unloaded to the bottom. Then, overpressure is again created at which the final packing of the upper packer element occurs. Overpressure is removed and the tool is fed down. If the tool has lowered, it means that the final sealing was performed during the secondary operation of creating excess pressure, if the tool remained in place, then the final sealing was achieved during the initial creation of excess pressure. Then the lifting pipes with the planting tool are lifted to the surface, a deep pump is lowered into the well and further production reservoir is maintained.

При необходимости устройство извлекают из скважины с помощью наружной труболовки путем захвата за патрубок 14. При этом будет происходить сначала распакеровка верхнего пакерующего элемента за счет хода корпуса 1 на длину цилиндрической выборки 7, а затем, аналогичным образом, распакеровка нижнего пакерующего элемента.If necessary, the device is removed from the well using an external tube by grabbing by the nozzle 14. In this case, the first packing element will be unpacked due to the stroke of the housing 1 by the length of the cylindrical sample 7, and then, in the same way, the lower packing element will be unpacked.

Далее снимают фиксацию шлипсов 26 с внутренней стенкой обсадной колонны 29, для этого устройство посредством подъемных труб 28 поднимают вверх примерно на 1 метр и опускают, при этом обойма 24, благодаря находящимся в ней подпружиненным в радиальном направлении шлипсам 26, контактирующим с внутренней стенкой обсадной колонны 29, остается неподвижной, а устройство совершает осевое перемещение, причем при подъеме направляющий штифт 25, находящийся в верхней части продольного длинного участка 22 фигурного паза 20 (см. фиг.2), перемещается в сложную замкнутую проточку 23 фигурного паза 20, а при спуске направляющий штифт 25 перемещается из сложной замкнутой проточки 23 фигурного паза 20 в верхнюю часть продольной короткой проточки 21 фигурного паза 20. Конус 19 (см. фиг.1) выходит из контакта с подпружиненными в радиальном направлении шлипсами 26, в результате чего шлипсы 26 перестают фиксировать устройство на внутренней стенке обсадной колонны 29. После чего устройство полностью извлекается на поверхность.Next, the fixation of the slips 26 with the inner wall of the casing 29 is removed, for this the device is lifted up by about 1 meter by means of lifting pipes 28 and lowered, while the cage 24 is due to the radially spring-loaded slips 26 in contact with the inner wall of the casing 29, remains stationary, and the device performs axial movement, and when lifting, the guide pin 25, located in the upper part of the longitudinal long section 22 of the figured groove 20 (see figure 2), moves into a complex bent groove 23 of the figured groove 20, and when lowering, the guide pin 25 moves from the complex closed groove 23 of the figured groove 20 to the upper part of the longitudinal short groove 21 of the figured groove 20. The cone 19 (see Fig. 1) comes out of contact with the spring-loaded in the radial direction slips 26, as a result of which slips 26 cease to fix the device on the inner wall of the casing 29. After that, the device is completely removed to the surface.

Преимуществом предлагаемого устройства является то, что оно позволяет создавать любые нагрузки на пакерующие элементы независимо от глубины скважины, то есть от веса инструмента и тем самым обеспечивать надежную герметизацию изолируемых участков скважины. При этом запакеровка и распакеровка пакерующих элементов происходит не одновременно, а последовательно, что также является важным достоинством предлагаемого устройства. Кроме того, исключение опорной трубы снижает металлоемкость конструкции и экономит трубы, особенно это касается скважин, где нижний пласт находится на значительном расстоянии от забоя.The advantage of the proposed device is that it allows you to create any load on the packing elements regardless of the depth of the well, that is, on the weight of the tool and thereby ensure reliable sealing of the isolated sections of the well. In this case, the packing and unpacking of the packing elements does not occur simultaneously, but sequentially, which is also an important advantage of the proposed device. In addition, the exclusion of the support pipe reduces the metal consumption of the structure and saves pipes, especially for wells where the lower layer is at a considerable distance from the bottom.

Claims

A device for disconnecting the layers from each other in the well, lowered on lifting pipes, containing upper and lower packing elements, each of which includes a housing with an annular protrusion at the end, an elastic cuff with a thickened part, an expanding cone, interconnected by an intermediate pipe or pipes, supporting nozzles with an internal cylindrical selection, non-return valve, o-rings and shear elements, characterized in that it is equipped with a landing tool, including a hydraulic cylinder, the rod of which is connected inen with a hydraulic anchor, connected, in turn, with lifting pipes, and the lower part of the cylinder body is telescopically mounted on the process pipe and connected with shear elements, while the process pipe is rigidly connected to the expanding cone of the upper packer element from below; the length of the inner cylindrical sample of the support pipes (L ₂ ) is greater than or equal to the length (L ₁ ) of the thickened part of the elastic cuff, while the bottom of the lower support pipe is provided with a barrel with a cone fixed to it in the upper part, and a figured groove is made on the outer surface of the barrel with alternating longitudinal short and long sections connected by a complex closed groove, in addition, a clip with a guide pin, which is placed in a figured groove, is mounted on the barrel with the possibility of axial movement, while in about oyme on its circumference has slips, the spring-loaded in the radial direction and in the transport position, the guide pin is longitudinally short portion of figure slot, and in the working - in longitudinal section of figure long groove, wherein a check valve installed in the upper portion of the process pipe.