RU2365740C2

RU2365740C2 - Sharifov's packer system (versions)

Info

Publication number: RU2365740C2
Application number: RU2007140227/03A
Authority: RU
Inventors: Махир Зафар Оглы Шарифов (RU); Махир Зафар оглы Шарифов; Гахир Гусейн Оглы Ибадов (AZ); Гахир Гусейн оглы Ибадов; Василий Александрович Леонов (RU); Василий Александрович Леонов; Фатали Хубали оглы Азизов (RU); Фатали Хубали оглы Азизов
Original assignee: Махир Зафар оглы Шарифов
Priority date: 2007-10-30
Filing date: 2007-10-30
Publication date: 2009-08-27
Also published as: RU2007140227A

Abstract

FIELD: oil and gas production.

SUBSTANCE: group of inventions is related to oil and gas production industry, in particular, to packer systems used to separate annular and tubular spaces of well. Packer system comprising hydraulic packer and anchor, for well with conventional external diametre of shaft of 140-146 mm. Packer comprises shaft, adjusting nut, sealing ferrules, which are installed either on nozzle or shaft, shear screws, hydraulic cylinder-piston, anchoring device of hydraulic action. The latter comprises cone with plates and plate holder, is arranged with the possibility of rest against shaft collar, and is connected to shaft by shear screws. Packer shaft is connected to anchor by upper tube thread. In order to provide for throughput diametre of small packer system within the limits from 55 to 62 mm, provided that dangerous section along shaft body is maintained as at least 7 cm, packer shaft is made, depending on its selected throughput diametre, either with upper and lower combined tubular threads - drilling with end H 60 extended outside and tubing stings 73, smooth or extended, or with upper and lower identical tubular threads - drilling with end H 60 extended outside, or with upper and lower identical tubular threads - tubing strings 73, smooth or extended.

EFFECT: provides for relative high throughput diametre of packer for well with shaft diametre of 140-146 mm, and also improved reliability and efficiency of simultaneous-split operation for producing injection and piezometric wells.

2 cl, 3 ex, 9 dwg

Description

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и может быть применено как для однопакерной, так и для многопакерной скважинной компоновки, в том числе для одновременно-раздельной эксплуатации (ОРЭ), а именно для добывающей (ОРД), нагнетательной (ОРЗ) или пьезометрической (ОРП) скважины, с целью разобщения между собой затрубного и внутритрубного пространств и/или интервалов перфорации пластов одной скважины, а также регулирования параметров разобщенных пластов.The invention relates to the oil and gas industry and can be used both for single-packer and for multi-packer well assembly, including for simultaneous and separate operation (ORE), namely for a production (ARD), injection (ORZ) or piezometric (ORP) well , for the purpose of separation of the annular and in-tube spaces and / or intervals of perforation of the layers of one well between themselves, as well as regulation of the parameters of the separated layers.

Известна в качестве аналога по варианту 1 пакерная разъединяющая установка для эксплуатации пластов скважин (Патент RU 2305170 С2, опубл. 20.10.2005, всего 43 с., пункт 8 по ФИ, фиг.1, 6, 8, 10, 11, 12), включающая размещенные в стволе скважины на колонне труб, имеющей открытый или заглушенный нижний конец, одну или несколько скважинных камер со съемными клапанами для потока добываемой или закачиваемой среды, ниппель для съемного клапана и несколько пакеров, размещенных выше и между пластами, причем, по меньшей мере, один из упомянутых пакеров выполнен гидравлического действия и соединен с одним или несколькими из элементов: якорем, срабатывающим от трубного и/или затрубного - подпакерного избыточного давления; телескопическим соединением; разъединителем; хвостовиком; насосом. Пакер гидравлического действия состоит из одной или нескольких частей ствола с внутренними расточками, наружными проточками и радиальными отверстиями, цилиндра, образующего со стволом гидравлическую камеру, связанную с полостью ствола через радиальные отверстия, опорных гаек, манжет, кольца, конуса с плашками и плашкодержателем, связанным со стволом срезными винтами, при этом пакер либо выполнен с возможностью временного несрабатывания от заданного внутреннего избыточного давления, либо с возможностью освобождения как механическим воздействием за счет срезания срезных винтов, так и гидравлическим воздействием для уменьшения нагрузки на колонну труб.Known as an analogue for option 1, the packer disconnecting unit for the operation of well strata (Patent RU 2305170 C2, publ. 10/20/2005, total 43 sec., Clause 8 according to FI, FIGS. 1, 6, 8, 10, 11, 12) including one located in a wellbore on a pipe string having an open or plugged lower end, one or more downhole chambers with removable valves for the flow of produced or injected medium, a nipple for a removable valve and several packers placed above and between the layers, at least at least one of the packers mentioned is hydraulic Skog action and is connected to one or more of the elements: an anchor which is activated from the tube and / or the annulus - packer overpressure; telescopic connection; disconnector; shank; the pump. The hydraulic action packer consists of one or more parts of the barrel with internal bores, external grooves and radial holes, a cylinder forming a hydraulic chamber with the barrel connected to the barrel cavity through radial holes, support nuts, cuffs, rings, a cone with dies and a ram holder connected with barrel shear screws, while the packer is either made with the possibility of temporary failure from a given internal overpressure, or with the possibility of release as mechanical impact by cutting shear screws, and hydraulic action to reduce the load on the pipe string.

Внедрение пакерной разъединяющей установки - неунифицированной многопакерной компоновки ОРЗ-2Г/1M-73/60-122-350-25 для скважин с условным наружным диаметром ствола 140 и 146 мм на месторождениях Юганскнефтегаз и Пурнефтегаз показало, что с применением под такими пакерами (проход 50 мм) малопроходных скважинных камер типа КТ-60 (проход 48 мм), спускаемых на относительно низкопрочных трубах НКТ-60Г, снижается надежность посадки пакеров и увеличивается степень аварийности при их посадке и извлечении из скважины, а также осложняются канатные операции при спуске глубинных приборов и инструментов из-за малого проходного диаметра как пакеров, так и труб НКТ-60 Г.The introduction of a packer disconnecting installation - the unified multi-packer arrangement ORZ-2G / 1M-73 / 60-122-350-25 for wells with a nominal outside diameter of 140 and 146 mm in the Yuganskneftegaz and Purneftegaz fields showed that with such packers (passage 50 mm) low-pass borehole chambers of the KT-60 type (48 mm passage), lowered on the relatively low-strength pipes NKT-60G, the reliability of the packers landing decreases and the accident rate increases when they are planted and removed from the well, and rope operations are complicated when uske underlying instruments and tools due to the small diameter of the passage as a packer and tubing pipes 60 G.

Известны в качестве прототипа по варианту 1 малогабаритные гидравлические пакеры с якорем типа 1ПД-ЯГ и 2ПД-ЯГ (Ю.В.Зайцев и др. Справочные пособие по газлифтному способу эксплуатации скважин. - М.: Недра, 1984. - 360 с., рис.40, 41, таб.9; В.Ф.Абубакиров и др. Буровое оборудование: Справочник: В 2-х т. Т.2. Буровой инструмент. - М.: ОАО «Издательство «Недра», 2003, стр.466, рис.11, 24). Эти малогабаритные гидравлические пакеры 1ПД-ЯГ и 2ПД-ЯГ с наружными диаметрами 118 и 122 мм для скважины с наружным диаметром ствола 140 и 146 мм включают в себя ствол, изготовленный из трубной заготовки, и его резьбы выполнены как сверху, так и снизу из гладкой резьбы насосно-компрессорных НКТ 60 по ГОСТ 633-80, регулировочную гайку, уплотнительные манжеты с наружным диаметром не более габаритного диаметра пакера, установленные непосредственно на ствол или на патрубок, связанный с полым корпусом якоря, срезные винты, гидроцилиндр-поршень, образующий со стволом кольцевую полость, связанную с полостью ствола через радиальные гидравлические каналы, заякоривающее устройство гидравлического действия, состоящее из конуса с плашками и плашкодержателем с резьбовыми отверстиями, выполненное с возможностью упора на бурт ствола и связанное со стволом срезными винтами, установленными в резьбовых отверстиях плашкодержателя, при этом ствол снизу соединен с башмачным срезным клапаном, а сверху с якорем, который срабатывает либо от трубного (1ПД-ЯГ), либо от затрубного - подпакерного (2ПД-ЯГ) избыточного давления и состоит, по меньшей мере, из одного полого корпуса, оснащенного упорной гайкой, планками и подпружиненными плашками, размещенными в его радиальных отверстиях под планками.Small-sized hydraulic packers with an anchor of type 1PD-YAG and 2PD-YAG (Yu.V. Zaitsev et al. Reference manual on the gas-lift method of operating wells. —M. Nedra, 1984. — 360 s. fig. 40, 41, tab. 9; V.F. Abubakirov et al. Drilling equipment: Reference: In 2 volumes T. 2. Drilling tools. - M.: Publishing House "Nedra", 2003, p. .466, fig. 11, 24). These small-sized hydraulic packers 1PD-YaG and 2PD-YaG with outer diameters of 118 and 122 mm for a well with an external bore diameter of 140 and 146 mm include a barrel made of a tube stock and its threads are made both from above and from below from smooth tubing threads of tubing 60 in accordance with GOST 633-80, an adjusting nut, sealing cuffs with an outer diameter of not more than the overall diameter of the packer, mounted directly on the barrel or on a pipe connected to the hollow body of the armature, shear screws, hydraulic cylinder-piston, forming with the barrel an annular cavity associated with the barrel cavity through radial hydraulic channels, a hydraulic anchoring device consisting of a cone with dies and a die holder with threaded holes, made with the possibility of abutment on the barrel shoulder and connected to the barrel by shear screws installed in the threaded holes of the ram holder, in this case, the trunk is connected from below to a shoe shear valve, and from above to an anchor, which is triggered either from a pipe (1PD-YAG) or from an annular - sub-packer (2PD-YAG) hut Full-time pressure and consists of at least one hollow body, equipped with a stop nut, and spring-loaded rams strips arranged in its radial holes under the slats.

Одним из недостатков прототипов пакеров 1ПД-ЯГ и 2ПД-ЯГ является то, что они не предусматривают применение якоря, срабатывающего как от трубного, так и от затрубного - подпакерного избыточного давления, что снижает их надежность в процессе посадки и работы.One of the disadvantages of prototype packers 1PD-YAG and 2PD-YAG is that they do not provide for the use of an anchor that works both from the pipe and from the annular - sub-packer overpressure, which reduces their reliability during planting and operation.

Основным недостатком пакеров ПД-ЯГ с габаритными диаметрами 118 и 122 мм, ограничивающими их проход до 50 мм при условии сохранения опасного сечения не менее 7 см² по их резьбе, является то, что их стволы выполнены из трубной заготовки с верхней и нижней трубными резьбами в виде резьбы насосно-компрессорной НКТ 60 по ГОСТ 633-80. При этом нижняя резьба НКТ 60 (ГОСТ 633-80) ствола соединена с верхом башмачного срезного клапана, выполненного без нижней резьбы, а верхняя трубная резьба НКТ 60 соединена с внутренней резьбой муфты или переводника якоря. Для этих пакеров только муфты или переводники якорей выполнены с верхней трубной резьбой насосно-компрессорной НКТ 73 по ГОСТ 633-80. Поэтому стволы с резьбами НКТ 60 не позволяют пропускать через пакеры канатные и геофизические инструменты или приборы с диаметром более 50 мм. Эта причина, в свою очередь, не позволяет в компоновках ОРЗ и ОРД под известными малогабаритными гидравлическими пакерами (диаметр 118, 122 мм) применять скважинные камеры с проходным диаметром 59 мм (например, типа КТ-73 и КВММ - 73), спускаемые в скважину на колонне труб НКТ 73, поскольку для посадки и извлечения съемных клапанов (регуляторов, приборов, манометров) из боковых полых карманов скважинных камер КТ-73 или КВММ - 73 используется канатный инструмент «консольный отклонитель ОКС-73Б» с наружным диаметром 54 - 56 мм.The main disadvantage of the PD-YAG packers with overall diameters of 118 and 122 mm, limiting their passage to 50 mm, while maintaining a dangerous cross section of at least 7 cm ² for their threads, is that their trunks are made of a tube stock with upper and lower pipe threads in the form of thread tubing tubing 60 according to GOST 633-80. At the same time, the lower thread of the tubing 60 (GOST 633-80) of the barrel is connected to the top of the shoe shear valve, made without a lower thread, and the upper pipe thread of the tubing 60 is connected to the internal thread of the coupling or anchor sub. For these packers, only couplings or sub anchors are made with the upper pipe thread of the tubing tubing 73 according to GOST 633-80. Therefore, trunks with threaded tubing 60 do not allow cable and geophysical instruments or instruments with a diameter of more than 50 mm to pass through packers. This reason, in turn, does not allow the use of well chambers with a through diameter of 59 mm (for example, KT-73 and KVMM-73 type), which are lowered into the borehole, under the well-known small-sized hydraulic packers (diameter 118, 122 mm) on the tubing string 73, since for the landing and retrieval of removable valves (regulators, instruments, pressure gauges) from the side hollow pockets of the borehole chambers KT-73 or KVMM-73, the cable tool "cantilever diverter OKS-73B" with an outer diameter of 54 - 56 mm is used .

Известен в качестве аналога по варианту 2 гидромеханический или механический пакер (Ю.В.Зайцев и др. Справочное пособие по газлифтному способу эксплуатации скважин. - М.: Недра, 1984. - 360 с., рис.38, 39), состоящий из ствола, выполненного с верхней и нижней трубными резьбами, уплотнительных манжет и под ними заякоривающего устройства, соответственно, гидравлического или механического действия, состоящего из конуса с плашками и плашкодержателем. Эти пакеры гидромеханического или механического, но не опорного действия, так как они состоят из одного сплошного ствола, из-за чего они не могут быть использованы в качестве пакера с упором его ствола в забой скважины или на ниже установленный пакер (например, в скважине с многопакерной компоновкой ОРЗ или ОРД). То есть при создании осевой нагрузки (от веса колонны труб) на эти пакеры их ствол перемещаться вниз не будет, поскольку они через хвостовик (НКТ) жестко упираются в забой скважины или на нижний посаженный пакер. Для возможности срабатывания таких пакеров необходимо, чтобы их стволы были свободными, то есть снизу не должно иметься никаких упоров.A hydromechanical or mechanical packer (Yu.V. Zaitsev et al. Reference manual on the gas-lift method of operating wells. —M.: Nedra, 1984. — 360 s., Fig. 38, 39), consisting of a barrel made with upper and lower pipe threads, sealing cuffs and below them an anchoring device, respectively, of hydraulic or mechanical action, consisting of a cone with dies and a ram holder. These packers are hydromechanical or mechanical, but not supporting, since they consist of one continuous well, because of which they cannot be used as a packer with the emphasis of its trunk in the bottom of the well or on a lower installed packer (for example, in a well with multi-packer ARI or ARD). That is, when creating an axial load (from the weight of the pipe string), these packers will not move downward to these packers, since they, through the liner (tubing), firmly rest against the bottom of the well or the lower packer. For such packers to work, it is necessary that their trunks are free, that is, there should not be any stops at the bottom.

Известна в качестве прототипа по варианту 2, пакерная разъединяющая установка для эксплуатации пластов скважин (Патент RU 2305170, опубл. 20.10.2005, всего 43 с., пункт 32 ФИ, фиг.1, 16), включающая размещенные в стволе скважины на колонне труб, имеющей открытый или заглушенный нижний конец, одну или несколько скважинных камер со съемными клапанами для потока добываемой или закачиваемой среды, ниппель для съемного клапана и несколько механических пакеров, размещенных выше и между пластами, причем, по меньшей мере, один из упомянутых механических пакеров соединен с одним или несколькими из элементов: якорем, срабатывающим от трубного давления, телескопическим соединением, разъединителем; хвостовиком и насосом. Механический опорный накер состоит из телескопического ствола, состоящего из двух взаимосвязанных частей, с наружным буртом или упором, переходника, уплотнительных колец и манжет, кожуха с резьбовыми радиальными отверстиями для срезных винтов и наконечника, при этом снаружи переходника установлена регулировочная гайка с возможностью изменения свободного хода уплотнительных манжет и исключения вытекания верхней из них при ее деформации, а кожух сверху под уплотнительными манжетами выполнен с возможностью исключения вытекания нижней из них, причем наружный диаметр регулировочной гайки не меньше, чем наружный диаметр кожуха, а последняя, в свою очередь, больше, чем диаметр уплотнительных манжет, кроме этого, ствол и кожух выполнены с возможностью фиксации относительно друг друга, при этом в скважине каждый механический пакер установлен свободно или с упором под ним хвостовика на нижний свободно установленный механический пакер, или на забой, или на якорь, или на имеющийся бурт ствола скважины. Несмотря на то, что в этой установке механический опорный пакер выполнен с телескопическим стволом, состоящим из двух взаимосвязанных частей, однако он не имеет под уплотнительные манжеты механического или гидравлического заякоривающего устройства как для центровки пакера, так и для передачи определенного осевого усилия при посадке пакера не на хвостовик из НКТ (чтобы избежать ее деформации), а именно в ствол (эксплуатационную колонну) скважины, а также этот пакер не предусматривает применение якоря, срабатывающего также от затрубного - подпакерного избыточного давления, что снижает его надежность и герметичность в процессе работы.Known as a prototype for option 2, a packer disconnecting unit for the operation of well strata (Patent RU 2305170, publ. 10/20/2005, total 43 sec., Clause 32 FI, FIGS. 1, 16), including pipes located in the wellbore having an open or muffled lower end, one or more downhole chambers with removable valves for the flow of produced or injected medium, a nipple for a removable valve and several mechanical packers placed above and between the layers, at least one of the mentioned mechanical packers with one with one or more of the elements: an anchor which is activated by a pressure pipe, a telescopic connection, a disconnector; shank and pump. A mechanical support poker consists of a telescopic barrel, consisting of two interconnected parts, with an external collar or stop, an adapter, o-rings and cuffs, a casing with threaded radial holes for shear screws and a tip, while an adjustment nut with the possibility of changing the free play is installed on the outside of the adapter sealing cuffs and eliminating leakage of the upper one when it is deformed, and the casing on top under the sealing cuffs is configured to prevent leakage of the lower of them, and the outer diameter of the adjusting nut is not less than the outer diameter of the casing, and the latter, in turn, is larger than the diameter of the sealing lips, in addition, the barrel and the casing are made with the possibility of fixing relative to each other, with each mechanical in the well the packer is installed loosely or with the liner resting under it on the lower freely installed mechanical packer, either on the bottom, or on the anchor, or on the existing borehole bore. Despite the fact that in this installation the mechanical support packer is made with a telescopic barrel consisting of two interconnected parts, however, it does not have a mechanical or hydraulic anchoring device under the sealing collars for both centering the packer and transmitting a certain axial force when the packer is planted. on the liner from the tubing (in order to avoid its deformation), namely in the wellbore (production casing) of the well, as well as this packer does not provide for the use of an anchor that also works from the annular - sub-packer overpressure, which reduces its reliability and tightness during operation.

Целью изобретения является обеспечение относительно большего проходного диаметра малогабаритной пакерной системы (например, с диаметром 118, 122 мм и пр.) для скважины с условным наружным диаметром ствола 140 или 146 мм, кроме того, повышение надежности и эффективности как гидравлических пакеров, так и механических опорных пакеров, а также многопакерных компоновок ОРЭ в скважинах без ограничения диаметра их ствола (эксплуатационной колонны), а именно в добывающих (ОРД), нагнетательных (ОРЗ) и пьезометрических (ОРП) скважинах.The aim of the invention is to provide a relatively larger bore diameter of a compact packer system (for example, with a diameter of 118, 122 mm, etc.) for a well with a nominal outside diameter of 140 or 146 mm, in addition, to increase the reliability and efficiency of both hydraulic packers and mechanical supporting packers, as well as multi-packer WEM arrangements in wells without limiting the diameter of their bore (production casing), namely in producing (OWD), injection (ARI) and piezometric (ODP) wells.

Технический и положительный эффект от использования пакерной системы заключается:The technical and positive effect of using a packer system is:

- в достижении проходного диаметра от 55 до 62 мм малогабаритных гидравлических пакеров (например, с диаметром 118, 122 мм и пр.), не снижая при этом их надежности и, соответственно, пакерных компоновок для скважин с условным наружным диаметром 140 или 146 мм;- to achieve a bore diameter from 55 to 62 mm of small-sized hydraulic packers (for example, with a diameter of 118, 122 mm, etc.), without compromising their reliability and, accordingly, packer arrangements for wells with a nominal outer diameter of 140 or 146 mm;

- в повышении надежности и эффективности механического опорного пакера путем оснащения его механическим или гидравлическим заякоривающим устройством, а также якорем, срабатывающего от трубного и/или затрубного - подпакерного избыточного давления;- to increase the reliability and efficiency of the mechanical support packer by equipping it with a mechanical or hydraulic anchoring device, as well as an anchor that is triggered by a pipe and / or annular - sub-packer overpressure;

- в сокращении осложнений, количества аварий при посадке и извлечении пакеров, глубинных исследований и канатных операций и, соответственно, в сокращении их капитального ремонта для ликвидации аварии;- to reduce complications, the number of accidents during the landing and removal of packers, in-depth studies and cable operations and, accordingly, to reduce their overhaul to eliminate the accident;

- в увеличении срока службы как пакеров, так и компоновок ОРЭ и, соответственно, в увеличении межремонтного периода скважины и добычи флюида.- to increase the service life of both packers and WEM arrangements and, accordingly, to increase the well overhaul period and fluid production.

Вариант 1. Пакерная система состоит из гидравлических пакера и якоря для скважины с условным наружным диаметром ствола 140-146 мм, первый из которых включает в себя ствол цельный или из нескольких жестко соединенных частей, выполненный с верхней и нижней трубными резьбами, регулировочную гайку, уплотнительные манжеты с наружным диаметром не более габаритного диаметра пакера, установленные либо на патрубок, герметично связанный с полым корпусом гидравлического якоря, либо непосредственно на ствол, срезные винты, гидроцилиндр-поршень, образующий со стволом кольцевую полость, связанную с полостью ствола через радиальные гидравлические каналы, заякоривающее устройство гидравлического действия, состоящее из конуса с плашками и плашкодержателем с резьбовыми отверстиями, выполненное с возможностью упора на бурт ствола, и связанное со стволом срезными винтами, установленными в резьбовых отверстиях плашкодержателя, при этом ствол пакера верхней трубной резьбой соединен с якорем, срабатывающим от трубного и/или затрубного - подпакерного избыточного давления, состоящим, по меньшей мерей, из одного полого корпуса, оснащенного упорной гайкой, патрубком или без него, планками и подпружиненными плашками, размещенными в его радиальных отверстиях под планками.Option 1. The packer system consists of a hydraulic packer and an anchor for a well with a nominal bore outside diameter of 140-146 mm, the first of which includes a whole barrel or several rigidly connected parts made with upper and lower pipe threads, an adjusting nut, and sealing cuffs with an outer diameter of not more than the overall diameter of the packer, mounted either on a pipe that is tightly connected to the hollow body of the hydraulic armature, or directly on the barrel, shear screws, hydraulic cylinder-piston, an annular cavity connected with the barrel, connected with the barrel via radial hydraulic channels, a hydraulic anchor device consisting of a cone with dies and a die holder with threaded holes, made with the possibility of abutment on the barrel shoulder and connected to the barrel with shear screws installed in the threaded holes die holder, while the barrel of the packer upper pipe thread connected to the armature, triggered by the pipe and / or annular - sub-packer overpressure, consisting of at least measure, from one hollow body, equipped with a thrust nut, a pipe or without it, straps and spring-loaded dies placed in its radial holes under the straps.

Цель изобретения по варианту 1 достигается тем, что для обеспечения проходного диаметра малогабаритной пакерной системы (например, с диаметром 118, 122 мм и пр.) в пределах от 55 до 62 мм, при условии сохранения опасного сечения по телу (а именно, по его резьбе) ствола не менее 7 см² ствол пакера выполнен в зависимости от выбранного его проходного диаметра, либо с верхней и нижней комбинированными трубными резьбами - бурильной с высаженным наружу концом Н 60 по ГОСТ 631-75 (где средний диаметр резьбы в основной плоскости d^* _ср=65,576 мм) и насосно-компрессорной гладкой (где, d^* _ср=71,089 мм) или высаженной (где d^* _ср=76,848 мм) НКТ 73 по ГОСТ 633-80, либо с верхней и нижней одинаковыми трубными резьбами - бурильной с высаженным наружу концом Н60, либо с верхней и нижней одинаковыми трубными резьбами - насосно-компрессорными гладкими или высаженными НКТ 73.The purpose of the invention according to option 1 is achieved in that in order to ensure the passage diameter of the small-sized packer system (for example, with a diameter of 118, 122 mm, etc.) in the range from 55 to 62 mm, provided that the dangerous section is preserved over the body (namely, along its thread) of the trunk of at least 7 cm ² the packer’s barrel is made depending on its selected bore diameter, or with the upper and lower combined pipe threads — drill with the outward end H 60 outlined in accordance with GOST 631-75 (where the average thread diameter in the main plane is d ^* _cp = 65.576 mm) and a pump-compressor oh smooth (wherein, d ^* _cp = 71.089 mm) or planted (where d ^* _cp = 76.848 mm) tubing 73 according to GOST 633-80, or by the upper and lower threads of the same pipe - drill with the upset end outwardly H60, either from the top and lower identical pipe threads - tubing smooth or upset tubing 73.

Вариант 2. Пакерная система состоит из механического опорного пакера, включающего ствол из двух герметично и телескопически взаимосвязанных верхней и нижней частей, выполненный с верхней и нижней трубными резьбами, уплотнительные манжеты с наружным диаметром не более габаритного диаметра пакера, срезные винты, при этом ствол пакера верхней трубной резьбой соединен с гидравлическим якорем, состоящим, по меньшей мерей, из одного полого корпуса, оснащенного упорной гайкой, планками и подпружиненными плашками, размещенными в его радиальных отверстиях под планками.Option 2. The packer system consists of a mechanical support packer, including a barrel of two hermetically and telescopically interconnected upper and lower parts, made with upper and lower pipe threads, sealing cuffs with an outer diameter of not more than the overall diameter of the packer, shear screws, while the packer barrel the upper pipe thread is connected to a hydraulic anchor consisting of at least one hollow body equipped with a thrust nut, straps and spring-loaded dies placed in its radial holes under the slats.

Цель изобретения по варианту 2 достигается тем, что механический опорный пакер ниже уплотнительных манжет, установленных либо на патрубок, герметично связанный с полым корпусом гидравлического якоря, либо непосредственно на ствол, дополнительно оснащен заякоривающим устройством, состоящим из конуса с плашками и плашкодержателем, связанным со стволом срезными винтами, установленными в резьбовых отверстиях плашкодержателя и конуса, при этом гидравлический якорь выполнен с патрубком или без него, с возможностью срабатывания от трубного и/или затрубного - подпакерного избыточного давления.The purpose of the invention according to option 2 is achieved in that the mechanical support packer below the sealing lips installed either on the pipe, hermetically connected to the hollow body of the hydraulic armature, or directly on the barrel, is additionally equipped with an anchor device consisting of a cone with dies and a ram holder connected to the barrel shear screws installed in the threaded holes of the ram holder and cone, while the hydraulic armature is made with or without a nozzle, with the possibility of actuation from the pipe and / or annular - sub-packer overpressure.

Пакерная система в ряде вариантов приводится на фигурах 1-9, в частности: на фиг.1 изображен общий вид малогабаритного гидравлического пакера с якорем; на фиг.2 и 3 изображен общий вид механического опорного пакера, соответственно, с гидравлическим и механическим заякоривающим устройством; на фиг.4 - основные размеры прототипа - стандартного гидравлического пакера 2ПД-ЯГ-122 (или 118) с проходным диаметром 50 мм; на фиг.5, 6 и 7 - размеры основных узлов разработанных пакеров гидравлического действия или механического опорного действия; на фиг.8 и 9 - скважинная компоновка ОРЭ для двух и более пластов.The packer system in a number of options is shown in figures 1-9, in particular: figure 1 shows a General view of a small-sized hydraulic packer with an anchor; figure 2 and 3 shows a General view of a mechanical support packer, respectively, with a hydraulic and mechanical anchoring device; figure 4 - the main dimensions of the prototype is a standard hydraulic packer 2PD-YAG-122 (or 118) with a bore diameter of 50 mm; figure 5, 6 and 7 are the dimensions of the main nodes developed packers hydraulic action or mechanical support action; on Fig and 9 - downhole layout of the WEM for two or more layers.

Пакерная система (фиг.1-7) состоит из пакера гидравлического (например, см. фиг.1) или механического опорного (например, см. фиг.2, 3) действия и гидравлического якоря.The packer system (Figs. 1-7) consists of a hydraulic packer (for example, see Fig. 1) or a mechanical support (for example, see Fig. 2, 3) actions and a hydraulic armature.

Пакер включает в себя: ствол, выполненный либо из цельной трубной заготовки 1 (фиг.1, 5, 6, 7), либо из нескольких 1 и 2 жестко соединенных частей (фиг.4), либо из двух герметично и телескопически взаимосвязанных 1 и 2 частей (фиг.2, 3), причем ствол 1 (или 1, 2) в целом выполнен с верхней 3 и нижней 4 трубными резьбами; регулировочную гайку 5; уплотнительные манжеты 6 (две и более); срезные винты 7 (фиг.1) или 7 и 8 (фиг.2, 3).The packer includes: a barrel made either from a solid pipe billet 1 (Figs. 1, 5, 6, 7), or from several 1 and 2 rigidly connected parts (Fig. 4), or from two hermetically and telescopically interconnected 1 and 2 parts (figure 2, 3), and the barrel 1 (or 1, 2) as a whole is made with the upper 3 and lower 4 pipe threads; adjusting nut 5; sealing cuffs 6 (two or more); shear screws 7 (figure 1) or 7 and 8 (figure 2, 3).

Стандартные малогабаритные гидравлические пакеры ПД-ЯГ-118 или 122 мм с якорем 10 выполнены с верхней 3 и нижней 4 резьбами ствола (из жестко соединенных частей 1, 2) в виде резьбы НКТ 60 (см. фиг.4), что ограничивает их проходной канал до диаметра 50 мм при условии сохранения опасного сечения по его телу (то есть по резьбе) в порядке 7 см²для надежности работы, посадки и срыва пакера.Standard small-sized hydraulic packers PD-YAG-118 or 122 mm with an anchor 10 are made with the upper 3 and lower 4 threads of the barrel (from rigidly connected parts 1, 2) in the form of a tubing 60 (see figure 4), which limits their passage a channel up to a diameter of 50 mm, provided that a dangerous section is preserved along its body (that is, by carving) in the order of 7 cm ² for reliable operation, fit and breakdown of the packer.

Следует отметить, что для малогабаритного пакера ПД-ЯГ-118 (или 122 мм) с резьбой НКТ60 если увеличить проходной диаметр даже до 55 мм, то надежность его снизится и будет гораздо ниже, чем надежность насосно-компрессорной трубы 60 мм, а это на практике недопустимо, так как работа этого пакера рассчитана на высокие давления 35-50 МПа, а его срыв на высокую нагрузку - не менее 10-12 тонн.It should be noted that for a small-sized packer ПД-ЯГ-118 (or 122 mm) with NKT60 thread, if the bore diameter is increased even to 55 mm, its reliability will decrease and will be much lower than the reliability of a 60 mm tubing, and this is practice is unacceptable, since the work of this packer is designed for high pressures of 35-50 MPa, and its breakdown at high load - not less than 10-12 tons.

Поэтому ствол 1 предлагаемого малогабаритного гидравлического пакера (например, с диаметром 118 или 122 мм) с якорем 9 и/или 10 (фиг.1) выполнен из трубной заготовки (например, с условным наружным диаметром от 67,5 до 76 мм) либо с верхней 3 и нижней 4 комбинированными трубными резьбами - бурильной с высаженным наружу концом Н 60 и насосно-компрессорной (гладкой или высаженной) НКТ 73 (см. фиг.5), либо с верхней 3 и нижней 4 одинаковыми трубными резьбами - бурильной с высаженным наружу концом Н 60 (на фигуре отсутствует), либо с верхней 3 и нижней 4 одинаковыми трубными резьбами - насосно-компрессорной (гладкой или высаженной) НКТ 73 (см. фиг.5), что обеспечивает, в зависимости от выбранной резьбы ствола, относительно большего проходного диаметра пакера от 55 до 62 мм, не снижая при этом надежность пакера по опасному сечению по его телу не менее 7 см². Это сечение всегда рассматривается, а именно по резьбе 3, 4 ствола 1 (или 1, 2), так как для установления гидроцилиндр-поршня и уплотнительных манжет на ствол он сам всегда выполняется с большим наружным диаметром, чем его резьбы 3 и 4.Therefore, the barrel 1 of the proposed small-sized hydraulic packer (for example, with a diameter of 118 or 122 mm) with an anchor 9 and / or 10 (Fig. 1) is made of a tube stock (for example, with a conditional outer diameter from 67.5 to 76 mm) or the upper 3 and lower 4 combined pipe threads - drill with the upset end Н 60 and the tubing (smooth or upset) tubing 73 (see Fig. 5), or with the upper 3 and lower 4 identical pipe threads - drill with upset the end of H 60 (not in the figure), or with the top 3 and bottom 4 of the same work thread - tubing (smooth or upset) tubing 73 (see figure 5), which provides, depending on the selected thread of the barrel, a relatively larger bore diameter of the packer from 55 to 62 mm, without compromising the reliability of the packer for dangerous the cross section of his body is not less than 7 cm ² . This section is always considered, namely, on threads 3, 4 of barrel 1 (or 1, 2), since to install the hydraulic cylinder-piston and sealing cuffs on the barrel, it is always carried out with a larger outer diameter than its threads 3 and 4.

Ствол 1 пакера верхней трубной резьбой 3 соединен с гидравлическим якорем 9 и/или 10, срабатывающим либо как от трубного, так и от затрубного - подпакерного избыточного давления (например, см. фиг.1), либо только от трубного (например, фиг.2, 3, 7), либо же только от затрубного - подпакерного избыточного давления (например, фиг.4, 5, 6).The trunk 1 of the packer is connected by a top pipe thread 3 to a hydraulic armature 9 and / or 10, acting either from the pipe or from the annular - sub-packer overpressure (for example, see FIG. 1), or only from the pipe (for example, FIG. 2, 3, 7), or only from the annular - sub-packer overpressure (for example, Figs. 4, 5, 6).

Гидравлический якорь, состоящий из двух 9 и 10 (фиг.1) или из одного 9 (фиг.2, 3, 7) полого корпуса, оснащен упорной гайкой 11, патрубком 12 (фиг.1, 4, 5, 6) или без него (фиг.2, 3, 7), планками 13 и подпружиненными плашками 14, размещенными в его радиальных отверстиях 15 под планками 13. При этом патрубок 12 может быть соединен с корпусом 10 якоря как жестко через резьбы (например, см. фиг.1), так и может быть свободно и герметично (с помощью уплотнительного элемента - кольца) связан с корпусом 10 и при этом иметь свободное вращение и ограниченное перемещение относительно корпуса 10 (например, см. фиг.4), чтобы снизить вероятности повреждения уплотнительных манжет при посадке и срыве пакера.The hydraulic anchor, consisting of two 9 and 10 (figure 1) or one 9 (figure 2, 3, 7) of the hollow body, is equipped with a thrust nut 11, pipe 12 (figures 1, 4, 5, 6) or without him (Fig.2, 3, 7), straps 13 and spring-loaded dies 14, placed in its radial holes 15 under the straps 13. Moreover, the pipe 12 can be connected to the housing 10 of the armature as rigidly through the threads (for example, see Fig. 1), so it can be freely and tightly (using a sealing element - a ring) connected to the housing 10 and at the same time have free rotation and limited movement relative to case 10 (for example, see figure 4), to reduce the likelihood of damage to the sealing cuffs when landing and breaking the packer.

Гидравлический (фиг.1) пакер имеет гидроцилиндр-поршень, соответственно, 16 или 17, образующий со стволом 1 кольцевую полость, связанную с полостью ствола 1 через радиальные гидравлические каналы 18, и, соответственно, оснащен заякоривающим устройством гидравлического действия, состоящим из конуса 19 с плашками 20 и плашкодержателем 21 с резьбовыми отверстиями 22 и возможностью упора на бурт ствола 1, и связанными со стволом 1 срезными винтами 7, установленными в резьбовых отверстиях 22 плашкодержателя 21.The hydraulic (Fig. 1) packer has a hydraulic cylinder-piston 16 or 17, respectively, forming an annular cavity with a barrel 1 connected to the barrel 1 through radial hydraulic channels 18 and, accordingly, equipped with a hydraulic anchor device consisting of a cone 19 with dies 20 and a die holder 21 with threaded holes 22 and the possibility of emphasis on the shoulder of the barrel 1, and associated with the barrel 1 shear screws 7 installed in the threaded holes 22 of the die holder 21.

Следует отметить, что в качестве ствола 1 малогабаритного гидравлического пакера (например, с диаметром 118 или 122 мм) не применяются трубы бурильные или компрессорные, а именно используется трубная заготовка (например, с условным наружным диаметром 67,5-76 мм) с верхним 3 и нижним 4 концами (см. фиг.5), соответственно, нарезанными резьбой Н60 (см. ГОСТ 631-75, черт.2, табл.2 и 8, где наружный диаметр высадки составляет 67, 46 мм) и/или резьбой НКТ 73 (см. ГОСТ 633-80).It should be noted that as the trunk 1 of a small-sized hydraulic packer (for example, with a diameter of 118 or 122 mm), drill or compressor pipes are not used, namely, a pipe billet (for example, with a conditional outer diameter of 67.5-76 mm) with a top 3 and the lower 4 ends (see figure 5), respectively, threaded with H60 thread (see GOST 631-75, Fig. 2, Tables 2 and 8, where the outer diameter of the landing is 67, 46 mm) and / or tubing 73 (see GOST 633-80).

Опасные сечения для ствола 1 пакеров (например, см. фиг.1-7) возникают всегда по их резьбе.Dangerous cross-sections for the trunk 1 of the packers (for example, see Figs. 1-7) always occur along their threads.

Пример 1 по прототипу. При номинальном внутреннем диаметре ствола 50,3 мм сечения (S_н) по резьбе НКТ 60 ГОСТ 633-80 (где d^* _ср=58,989 мм для гладких труб; d^* _ср=61,148 мм для высаженных труб; см. табл.10) составит по гладким трубам (см. фиг.4)Example 1 of the prototype. With a nominal bore inner diameter of 50.3 mm cross-section (S _n ) along the thread of tubing 60 GOST 633-80 (where d ^* _cp = 58.989 mm for smooth pipes; d ^* _cp = 61.148 mm for upset pipes; see table 10) make up smooth pipes (see figure 4)

S_н=π/4×(d^* _ср ²-d^* _вн ²)=0,785×(5,8989²-5,03²)=7,45 см².S _n = π / 4 × (d ^* _cp ² -d ^* _bn ² ) = 0.785 × (5.8989 ² -5.03 ² ) = 7.45 cm ² .

При максимальном внутреннем диаметре ствола 52,35 мм сечения (S_м) по резьбе НКТ 60 составитWith a maximum inner diameter of the barrel of 52.35 mm, the cross-section (S _m ) for the tubing 60 will be

S_м=π/4×(d^* _ср ²-d^* _вн ²)=0,785×(5,8989²-5,235²)=5,8 см².S _m = π / 4 × (d ^* _cp ² -d ^* _vn ² ) = 0.785 × (5.8989 ² -5.235 ² ) = 5.8 cm ² .

Вывод 1. Таким образом, для надежности пакеров с габаритными диаметрами 118 и 122 мм опасные сечения по их стволам, а именно по их резьбе, можно принимать не менее 7 см².Conclusion 1. Thus, for the reliability of packers with overall diameters of 118 and 122 mm, dangerous sections along their trunks, namely along their thread, can be taken at least 7 cm ² .

Пример 2 по новому пакеру. Рассмотрим для пакеров с габаритным диаметром 118 и 122 мм (например, см. фиг.5) расчет предлагаемого ствола 1 с внутренним диаметром (например, 57 мм) и его резьбы 3, например, из Н60 по ГОСТ 631-75.Example 2 on a new packer. Consider for packers with an overall diameter of 118 and 122 mm (for example, see figure 5) the calculation of the proposed barrel 1 with an inner diameter (for example, 57 mm) and its thread 3, for example, from H60 according to GOST 631-75.

При номинальном внутреннем диаметре ствола 65,576 мм сечения (S_н) по резьбе Н60 (ГОСТ 631-75) составит:With a nominal internal diameter of the barrel of 65.576 mm cross-section (S _n ) for H60 thread (GOST 631-75) will be:

S_н=π/4×(d^* _ср ²-d^* _вн ²)=0,785×(6,5576²-5,7²)=8,25 см².S _n = π / 4 × (d ^* _cp ² -d ^* _bn ² ) = 0.785 × (6.5576 ² -5.7 ² ) = 8.25 cm ² .

При максимальном внутреннем диаметре ствола 57,5 мм сечения (S_м) по резьбе Н 60 составит:With a maximum internal diameter of the barrel of 57.5 mm cross-section (S _m ) for thread N 60 will be:

S_м=π/4×(d^* _ср ²-d^* _вн ²)=0,785×(6,5576²-5,75²)=7,8 см².S _m = π / 4 × (d ^* _cp ² -d ^* _vn ² ) = 0.785 × (6.5576 ² -5.75 ² ) = 7.8 cm ² .

Вывод 2. Из примера 1 и 2 видно, что пакеры с внутренним диаметром ствола 57 мм и резьбой Н60 (фиг.5) превышают опасное сечение 7 см² и более надежны, чем пакеры со стволом, выполненным из трубной заготовки с внутренним диаметром 50 мм и резьбой НКТ60 (фиг.4).Conclusion 2. From example 1 and 2 it is seen that the packers with an inner barrel diameter of 57 mm and a H60 thread (Fig. 5) exceed the dangerous section of 7 cm ² and are more reliable than packers with a barrel made of a tube stock with an inner diameter of 50 mm and thread HCT60 (figure 4).

Пример 3. Принимая опасное сечение равным 7 см², определяем максимальный внутренний проходной диаметр ствола пакера с резьбой Н 60:Example 3. Assuming a dangerous cross section equal to 7 cm ² , we determine the maximum internal bore diameter of the packer barrel with thread N 60:

Вывод 3. Для надежности пакеров с габаритными диаметрами 118-122 мм диапазон изменения внутреннего диаметра ствола с верхней и нижней резьбами Н60 или же с одним концом с резьбой Н60, а на другом конце с резьбой НКТ73 может быть от 55 до 58,3 мм. Однако для ствола с верхней и нижней резьбами НКТ 73 принимается опасное сечение не равным, а именно более чем 7 см² и при этом для надежности малогабаритных пакеров внутренний диаметр их ствола условно принимается от 55 до 62 мм.Conclusion 3. For the reliability of packers with overall diameters of 118-122 mm, the range of variation of the inner diameter of the barrel with upper and lower H60 threads or with one end with H60 thread and from the other end with HKT73 thread can be from 55 to 58.3 mm. However, for a trunk with upper and lower threads of tubing 73, a dangerous cross section is taken to be not equal, namely more than 7 cm ^2, and at the same time, for the reliability of small-sized packers, the inner diameter of their trunk is conventionally accepted from 55 to 62 mm.

Гидравлический пакер (например, см. фиг.1) работает следующим образом.Hydraulic packer (for example, see figure 1) works as follows.

Создается избыточное давление внутри ствола 1, которое действует на гидроцилиндр-поршень 16 через радиальные гидравлические каналы 18, и происходит срабатывание гидравлического пакера после среза винтов в гидроцилиндре, например, при давлении 10 МПа. В процессе посадки этого пакера с увеличением давления до 23 МПа гидроцилиндр-поршень 16, с одной стороны, обеспечивает перемещение конуса 19 вниз и, соответственно, внедрение плашек 20 в ствол скважины, а с другой стороны, обеспечивает сжатие уплотнительных манжет 6 и герметичное разобщение между собой двух полостей (например, призабойных зон пластов и пр.) скважины. При этом если гидравлический якорь гидравлического пакера оснащен корпусом 9 с плашками 14, то плашки 14 корпуса 9 радиально перемещаются от трубного избыточного давления и упираются в ствол скважины, что исключает возможность перемещения данного пакера при его посадке и эксплуатации скважины. Также, если гидравлический якорь оснащен патрубком 12 и корпусом 10 с плашками 14, то при эксплуатации скважины плашки 14 корпуса 10 перемещаются и упираются в ствол скважины от избыточного затрубного-подпакерного давления, что также повышает надежность гидравлического пакера и исключает самопроизвольную его распакеровку при высоких перепадах давления.An excessive pressure is created inside the barrel 1, which acts on the hydraulic cylinder-piston 16 through the radial hydraulic channels 18, and the hydraulic packer is triggered after cutting the screws in the hydraulic cylinder, for example, at a pressure of 10 MPa. In the process of planting this packer with increasing pressure up to 23 MPa, the hydraulic cylinder-piston 16, on the one hand, provides the cone 19 to move down and, accordingly, the introduction of the dies 20 into the wellbore, and on the other hand, provides compression of the sealing collars 6 and hermetic separation between two cavities (for example, bottom-hole formation zones, etc.) wells. Moreover, if the hydraulic anchor of the hydraulic packer is equipped with a housing 9 with dies 14, then the dies 14 of the housing 9 radially move from the pipe overpressure and abut against the wellbore, which excludes the possibility of moving this packer during its landing and operation of the well. Also, if the hydraulic anchor is equipped with a nozzle 12 and a casing 10 with dies 14, then during operation of the well, the dies 14 of the casing 10 move and abut against the borehole from excessive annular-sub-packer pressure, which also increases the reliability of the hydraulic packer and prevents its unpacking at high drops pressure.

Механический опорный пакер с гидравлическим заякоривающим устройством (например, см. фиг.2) работает следующим образом.A mechanical support packer with a hydraulic anchor device (for example, see FIG. 2) operates as follows.

Спускают в скважину механический опорный пакер с хвостовиком и обеспечивают жестко упор его нижней 2 части ствола через хвостовик в забой или на нижний посаженный другой пакер. Затем создается избыточное давление внутри ствола 1 пакера, которое действует на гидроцилиндр-поршень 17 через радиальные гидравлические каналы 18, и происходит срабатывание только гидравлического заякоривающего устройства после среза срезных винтов 7 (например, при давлении 8 МПа), то есть перемещение плашкодержателя 21 вверх относительно ствола 1, 2 и, соответственно, плашек 20 относительно конуса 19, или наоборот, что обеспечивает внедрение плашек 20 в ствол скважины. Затем создается осевая нагрузка (например, от 6 до 10 тонн в зависимости от глубины спуска пакера, наклона скважины и твердости уплотнительных манжет) на пакер и обеспечивается движение верхней части 1 ствола относительно недвижимой нижней 2 его части, при этом срезаются срезные винты 8 конуса 19 и происходит сжатие уплотнительных манжет 6 и герметичное разобщение между собой двух полостей (например, призабойных зон пластов и пр.) скважины. При этом если гидравлический якорь пакера оснащен корпусом 9 с плашками 14, то плашки 14 корпуса 9 радиально перемещаются от трубного избыточного давления и упираются в ствол скважины при его посадке и эксплуатации скважины. Также если пакер с якорем по фигуре 2 оснащен патрубком 12 и корпусом 10 с плашками 14 по аналогии пакера по фигуре 1, 4, 5 и 6, то при его работе плашки 14 корпуса 10 перемещаются и упираются в ствол скважины от избыточного затрубного - подпакерного давления, тем самым повышается надежность и герметичность пакера.A mechanical support packer with a liner is lowered into the well and the lower 2 part of the trunk is rigidly supported through the liner in the face or on the lower planted other packer. Then, an excess pressure is created inside the barrel 1 of the packer, which acts on the hydraulic cylinder-piston 17 through the radial hydraulic channels 18, and only the hydraulic anchoring device is triggered after the shear screws 7 are cut off (for example, at a pressure of 8 MPa), that is, the ram holder 21 moves upward relative to the barrel 1, 2 and, accordingly, the dies 20 relative to the cone 19, or vice versa, which ensures the introduction of the dies 20 into the wellbore. Then an axial load is created (for example, from 6 to 10 tons, depending on the depth of the packer lowering, the inclination of the well and the hardness of the sealing lips) on the packer and the movement of the upper part 1 of the barrel relative to the immovable lower 2 part is ensured, while the shear screws 8 of the cone 19 are cut off and there is a compression of the sealing cuffs 6 and tight separation of the two cavities (for example, bottom-hole formation zones, etc.) of the well. Moreover, if the hydraulic anchor of the packer is equipped with a casing 9 with dies 14, then the dies 14 of the casing 9 radially move from the pipe overpressure and abut against the wellbore during its landing and operation of the well. Also, if the packer with the anchor in figure 2 is equipped with a nozzle 12 and a body 10 with dies 14, by analogy with the packer in the figures 1, 4, 5 and 6, then during its operation the dies 14 of the housing 10 move and abut against the borehole from excessive annular - under-packer pressure , thereby increasing the reliability and tightness of the packer.

Механический опорный пакер (например, см. фиг.3) также оснащен заякоривающим устройством, но не гидравлического, а именно механического действия (без гидроцилиндр-поршня 17 и радиальных гидравлических каналов 18), размещенным ниже уплотнительных манжет 6 и состоящим из конуса 19 с плашками 20 и плашкодержателем 21, связанными со стволом 1 срезными винтами 7 и 8, установленными в резьбовых отверстиях плашкодержателя 21 и конуса 19.The mechanical support packer (for example, see Fig. 3) is also equipped with an anchor device, but not hydraulic, namely mechanical action (without hydraulic cylinder-piston 17 and radial hydraulic channels 18), located below the sealing lips 6 and consisting of a cone 19 with dies 20 and ram holder 21, connected to the barrel 1 with shear screws 7 and 8, installed in the threaded holes of ram holder 21 and cone 19.

Механический опорный пакер с механическим заякоривающим устройством (например, см. фиг.3) работает следующим образом.A mechanical support packer with a mechanical anchor device (for example, see FIG. 3) operates as follows.

Спускают в скважину механический опорный пакер с хвостовиком и обеспечивают жестко упор его нижней 2 части ствола через хвостовик в забой или на нижний посаженный другой пакер. Затем создается осевая нагрузка (например, от 6 до 10 тонн) на пакер и обеспечивается движение верхней части 1 ствола относительно недвижимой нижней 2 его части, при этом обеспечивается срабатывание механического заякоривающего устройства путем среза срезных винтов 7 плашкодержателя 21, то есть обеспечивается перемещение конуса 10 вниз относительно плашкодержателя 21 с плашками 20 и, соответственно, внедрение плашек 20 в ствол скважины. Далее срезаются срезные винты 8 конуса 19 и обеспечивается сжатие уплотнительных манжет 6 и герметичное разобщение между собой двух полостей (например, призабойных зон пластов и пр.) скважины. При этом если гидравлический якорь оснащен корпусом 9 с плашками 14, то при посадке этого пакера плашки 14 корпуса 9 радиально перемещаются от трубного избыточного давления и упираются в ствол скважины. Также, если механический опорный пакер по фигуре 3 оснащен корпусом 10 с плашками 14 по аналогии пакера по фигуре 1, 4, 5 и 6, то при работе данного пакера плашки 14 корпуса 10 перемещаются и упираются в ствол скважины от избыточного затрубного-подпакерного давления, тем самым повышается надежность и герметичность механического опорного пакера.A mechanical support packer with a liner is lowered into the well and the lower 2 part of the trunk is rigidly supported through the liner in the face or on the lower planted other packer. Then, an axial load (for example, from 6 to 10 tons) is created on the packer and the upper part 1 of the barrel is moved relative to the immovable lower 2 part of it, while the mechanical anchoring device is activated by cutting the shear screws 7 of the die holder 21, that is, the cone 10 is moved down relative to the ram holder 21 with rams 20 and, accordingly, the introduction of rams 20 into the wellbore. Next, shear screws 8 of the cone 19 are cut off and compression of the sealing cuffs 6 and tight separation of the two cavities (for example, bottom-hole formation zones, etc.) of the well are ensured. Moreover, if the hydraulic anchor is equipped with a casing 9 with dies 14, then when landing this packer, the dies 14 of the casing 9 radially move from the pipe overpressure and abut against the wellbore. Also, if the mechanical support packer in figure 3 is equipped with a housing 10 with dies 14 by analogy with the packer in figures 1, 4, 5 and 6, then when this packer is in operation, the dies 14 of housing 10 move and abut against the wellbore from excessive annular-sub-packer pressure, thereby increasing the reliability and tightness of the mechanical support packer.

Также следует отметить, что после срабатывания заякоривающего устройства механического пакера и упора его плашек 14 над конусом 10 в ствол (эксплуатационную колонну) скважины, осевая нагрузка от массы колонны труб (для сжатия уплотнительных манжет 6) передается не на хвостовик (НКТ) пакера через нижнюю часть 2 его ствола (чтобы избежать деформации хвостовика под пакером), а именно передается в эксплуатационную колонну скважины.It should also be noted that after the anchoring device of the mechanical packer is activated and its dies 14 are resting above the cone 10 into the well bore (production casing), the axial load from the mass of the pipe string (to compress the sealing cuffs 6) is not transmitted to the packer liner (tubing) through the lower part 2 of its trunk (to avoid deformation of the liner under the packer), namely, it is transmitted to the production casing of the well.

Кроме того, заякоривающее устройство механического пакера (например, 118, 122 мм и пр.) может быть выполнено с возможностью ограничения хода его плашек 14 относительно конуса 10, чтобы увеличить наружный диаметр пакера по плашкам 14, например, до 125, 127 мм, только для центровки пакера в скважине. При этом плашки 14 не будут упираться в эксплуатационную колонну скважины (например, с условным наружным диаметром 140, 146 мм и пр.) и, соответственно, осевая нагрузка от массы колонны труб для сжатия уплотнительных манжет 6 будет передаваться полностью на хвостовик под пакером через его ствол 2.In addition, the anchor device of the mechanical packer (for example, 118, 122 mm, etc.) can be configured to limit the stroke of its dies 14 relative to the cone 10 in order to increase the outer diameter of the packer along the dies 14, for example, to 125, 127 mm, only to center the packer in the well. In this case, the dies 14 will not abut against the production casing of the well (for example, with a nominal outer diameter of 140, 146 mm, etc.) and, accordingly, the axial load from the mass of the pipe string to compress the sealing collars 6 will be transferred completely to the liner under the packer through it trunk 2.

Освобождение пакера гидравлического или механического опорного действия осуществляется путем натяга колонны труб и, соответственно, его ствола 1 вверх после обеспечения в скважине уравновешивания давления в полости ствола 1 или 1 и 2, и пространстве над и под уплотнительными манжетами 6. При этом ствол 1 пакера с якорем относительно его заякоривающего устройства перемещается вверх и освобождает уплотнительные манжеты 6, а затем бурт ствола, упираясь в конус 19, освобождает его из под плашек 20, тем самым происходит срыв пакера.The release of the packer hydraulic or mechanical supporting action is carried out by tightening the pipe string and, accordingly, its barrel 1 up after ensuring the pressure in the well in the cavity of the barrel 1 or 1 and 2, and the space above and below the sealing collars 6. In this case, the barrel 1 of the packer with the anchor relative to its anchoring device moves up and releases the sealing cuffs 6, and then the barrel shoulder, resting against the cone 19, releases it from the dies 20, thereby breaking the packer.

Пакерная система (фиг.8, 9) включает в себя спуск в скважину 23 однотрубной компоновки одновременно-раздельной эксплуатации для добывающей (фонтанный и газлифтной), нагнетательной или пьезометрической скважины (например, с диаметром ствола 140, 146, 168, 178 мм и пр.), состоящей из:The packer system (Figs. 8, 9) includes the descent into the well 23 of a single-tube assembly of simultaneous and separate operation for a production (flow and gas lift), injection or piezometric well (for example, with a bore diameter of 140, 146, 168, 178 mm, etc. .), consisting of:

- одной колонны труб 24;- one pipe string 24;

- установленных одновременно или раздельно выше 30 и между 30, 31 и/или 31, 32 интервалами перфорации пластов пакеров 25, 26 и/или 27 (может быть и меньше или больше), в частности, с разъединителем-соединителем колонны 28 и/или 29, по действию их работы в любой вариации (например, гидравлического, гидромеханического, механического или иного действия);- installed simultaneously or separately above 30 and between 30, 31 and / or 31, 32 perforation intervals of the packers 25, 26 and / or 27 (may be less or more), in particular, with a disconnector-connector of the column 28 and / or 29, by the action of their work in any variation (for example, hydraulic, hydromechanical, mechanical or other actions);

- скважинных камер 33, 34 и 35, 36, и/или 37, 38, размещенных между пакерами 25, 26 и/или 26, 27, и ниже них, а также, по меньшей мере, одной из них 39 выше верхнего пакера 25, и оснащенными съемными 40, 41, 42, 43 и/или 44, 45 глухими пробками, регуляторами или автономными приборами, для регулирования и измерения параметров каждого пласта.- downhole chambers 33, 34 and 35, 36, and / or 37, 38, located between the packers 25, 26 and / or 26, 27, and below them, as well as at least one of them 39 above the upper packer 25 , and equipped with removable 40, 41, 42, 43 and / or 44, 45 blind plugs, regulators or autonomous devices, for regulating and measuring the parameters of each layer.

Однотрубная компоновка оснащена дополнительным пакером 47 (гидравлического, или механического, или гидромеханического, или иного действия) с разъединителем-соединителем колонны 46 или без него, установленным с открытым стволом под интервалом перфорации 32 нижнего пласта, причем дополнительный пакер 47 герметично разобщает по кольцевому пространству нижний пласт 32 от забоя 48 скважины 23 и гидравлически соединяет его с полостью колонны труб 24 для возможности оседания и сбора в нем механических примесей. Кроме того, компоновка выше верхнего пакера 25 и/или ниже дополнительного пакера 47 оснащена опрессовочным ниппелем 49, 50 для установки съемного обратного клапана при опрессовке колонны труб 24 и/или посадки пакера, например, 47. А также дополнительный пакер 47 (гидравлического действия) снизу может быть оснащен срезным башмачным клапаном 51 для его посадки. Опрессовочный ниппель 49 или срезной башмачный клапан 51 снизу либо выполнен в виде направляющей воронки, либо оснащен направляющей воронкой 52, для свободного прохождения чрез пакер 47 канатных и кабельных инструментов и приборов. Над верхним пакером 25 также может быть установлен разъединитель-соединитель колонны (подобно 28) для возможности отсоединения колонны труб 24 от верхнего пакера 25 при ремонте.The one-tube arrangement is equipped with an additional packer 47 (hydraulic, or mechanical, or hydromechanical, or other action) with or without a column disconnector-connector 46 installed with an open barrel under the perforation interval 32 of the lower layer, and the additional packer 47 hermetically disconnecting the lower layer along the annular space formation 32 from the bottom 48 of the well 23 and hydraulically connects it to the cavity of the pipe string 24 to allow sedimentation and collection of mechanical impurities in it. In addition, the arrangement above the upper packer 25 and / or below the additional packer 47 is equipped with a crimping nipple 49, 50 for installing a removable check valve when crimping the pipe string 24 and / or fitting the packer, for example 47. As well as an additional packer 47 (hydraulic action) bottom can be equipped with a shear shoe valve 51 for its landing. The crimping nipple 49 or the shear shoe valve 51 below is either made in the form of a guiding funnel or is equipped with a guiding funnel 52 for free passage of cable and cable tools and devices through the packer 47. A column disconnector / connector (similar to 28) may also be installed above the upper packer 25 to enable disconnection of the pipe string 24 from the upper packer 25 during repair.

Claims

1. A packer system consisting of a hydraulic packer and an anchor for a well with a nominal outside diameter of 140-146 mm, the first of which includes a whole or several rigidly connected parts made with upper and lower pipe threads, an adjusting nut, sealing cuffs with an outer diameter of not more than the overall diameter of the packer, mounted either on a nozzle sealed to the hollow body of the hydraulic armature, or directly on the barrel, shear screws, hydraulic piston forming with the barrel an annular cavity associated with the barrel cavity through radial hydraulic channels, a hydraulic anchor device consisting of a cone with dies and a die holder with threaded holes, and made with the possibility of abutment on the barrel shoulder, and connected to the barrel by shear screws installed in the threaded holes die holder, while the barrel of the packer upper pipe thread is connected to the anchor, triggered by the pipe and / or annular-sub-packer overpressure, consisting of at least Here, from one hollow body, equipped with a thrust nut, a pipe or without it, strips and spring-loaded dies placed in its radial holes under the strips, characterized in that to ensure the passage diameter of the small-sized packer system in the range from 55 to 62 mm, provided maintaining a dangerous section along the trunk body of at least 7 cm ² , the packer barrel is made, depending on its selected bore diameter, or with the upper and lower combined pipe threads - drill with the outward end H 60 and pump a smooth compressor or upset tubing 73, or with the same upper and lower pipe threads - drill with the end upset H 60 outward, or with the same upper and lower pipe threads - smooth or upset tubing 73.

2. Packer system, consisting of a mechanical support packer, including a barrel of two hermetically and telescopically interconnected upper and lower parts, made with upper and lower pipe threads, sealing cuffs with an outer diameter of not more than the overall diameter of the packer, shear screws, while the packer barrel the upper pipe thread is connected to a hydraulic anchor consisting of at least one hollow body equipped with a thrust nut, straps and spring-loaded dies placed in its radial holes under the straps, characterized in that the mechanical support packer is lower than the sealing cuffs installed either on the pipe, tightly connected with the hollow body of the hydraulic armature, or directly on the barrel, additionally equipped with an anchor device consisting of a cone with dies and a ram holder connected to the shear barrel screws installed in the threaded holes of the ram holder and cone, while the hydraulic armature is made with or without a nozzle, with the possibility of actuation from the pipe and / or plug bnogo-packer overpressure.