RU2370628C1 - Пакер гидромеханический - Google Patents
Пакер гидромеханический Download PDFInfo
- Publication number
- RU2370628C1 RU2370628C1 RU2008122737/03A RU2008122737A RU2370628C1 RU 2370628 C1 RU2370628 C1 RU 2370628C1 RU 2008122737/03 A RU2008122737/03 A RU 2008122737/03A RU 2008122737 A RU2008122737 A RU 2008122737A RU 2370628 C1 RU2370628 C1 RU 2370628C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- packer
- angle
- grooves
- working surface
- plane
- Prior art date
Links
Images
Landscapes
- Earth Drilling (AREA)
Abstract
Изобретение относится к скважинной разработке и эксплуатации многопластовых месторождений углеводородов, в частности к технологии и технике одновременно - раздельной эксплуатации нескольких эксплуатационных объектов одной скважиной, и может быть использовано для выполнения капитального ремонта скважин, например, для проведения гидравлического разрыва пластов (ГРП), эксплуатируемых одной скважиной. Пакер гидромеханический для спуска в скважину на колонне насосно-компрессорных труб включает ствол, выполненный в виде двух труб, уплотнительные элементы с нажимным устройством, верхний якорь с гидравлическим приводом, нижний якорь с механическим приводом, соединенные друг с другом посредством байонетного соединения. Оно состоит из находящейся в верхней части пакера втулки с прорезями, выполненными с возможностью размещения в них и взаимодействия с их поверхностями пальцев, расположенных на втулке, находящейся в нижней части пакера. На боковой поверхности верхней втулки выполнены два фигурных, смещенных относительно друг друга на 180°, паза, верхняя часть которых сопряжена с вырезом. Развертка каждого из пазов на плоскость представляет рабочую поверхность для направления пальца в упомянутый вырез, расположенную под острым углом к плоскости поперечного сечения, сопряженную с продольным вырезом. Его нижняя рабочая поверхность выполнена под углом к плоскости поперечного сечения пакера, равным углу трения пары металлов, из которых выполнены взаимодействующие детали, причем упомянутый угол ориентирован против часовой стрелки в случае левостороннего выполнения деталей пакера. 4 ил.
Description
Изобретение относится к скважинной разработке и эксплуатации многопластовых месторождений углеводородов, в частности к технологии и технике одновременно - раздельной эксплуатации нескольких эксплуатационных объектов одной скважиной, и может быть использовано для выполнения капитального ремонта скважин, например, для проведения гидравлического разрыва пластов (ГРП), эксплуатируемых одной скважиной.
Известен пакер гидромеханический (в дальнейшем пакер) сервисный серии «ПС» [1], состоящий из ствола, выполненного в виде двух труб, соединенных друг с другом посредством байонетного соединения, уплотнительных элементов, двух якорных механизмов и нажимного устройства, приводящего в действие уплотнительные элементы.
Недостатком подобного пакера является ограничение области применения, поскольку конструкция байонетного соединения не позволяет после первого срыва пакера повторно устанавливать его в транспортное положение для выполнения повторной посадки в следующем интервале обработки скважины. Для повторной установки он должен быть извлечен на поверхность для установки нажимного устройства в исходное положение.
Целью изобретения является создание пакера, который, например, являясь компонентом скважинного забойного снаряда обеспечил бы возможность поинтервальной обработки пласта без извлечения его на поверхность, и при этом обладал бы высокой надежностью за счет исключения самопроизвольного выключения уплотнительных элементов. Все эти цели подразумевают обеспечение многократного перевода пакера из транспортного положения в рабочее и наоборот.
Технический результат, получаемый при использовании изобретения, заключается в расширении области применения в многопластовых скважинах за счет обеспечения возможности проведения нескольких операций в скважине без подъема его на поверхность. Кроме того, повышается надежность установки пакера за счет исключения самопроизвольного выключения уплотнительных элементов. Помимо этого сокращается трудоемкость выполнения работ и сокращается время выполнения операций подземного ремонта скважин.
Поставленная задача достигается за счет того, что пакер включает ствол, уплотнительные элементы с нажимным устройством, верхний якорь с гидравлическим приводом, нижний якорь с механическим приводом, соединенные друг с другом посредством байонетного соединения, состоящего из находящейся в верхней части пакера втулки с прорезями, выполненными с возможностью размещения в них и взаимодействия с их поверхностями пальцами, расположенными на втулке, находящейся в нижней части пакера. На боковой поверхности верхней втулки выполнены два фигурных, смещенных относительно друг друга на 180°, паза, верхняя часть которых сопряжена с вырезом, развертка каждого из пазов на плоскость представляет рабочую поверхность для направления пальца в упомянутый вырез, расположенную под острым углом к плоскости поперечного сечения, сопряженную с продольным вырезом. Нижняя рабочая поверхность продольного выреза выполнена под углом к плоскости поперечного сечения пакера, равным углу трения пары металлов, из которых выполнены взаимодействующие детали, причем упомянутый угол ориентирован против часовой стрелки в случае левостороннего выполнения деталей пакера.
Конструкция предлагаемого пакера показана на фиг.1, 2, 3 и 4. На фиг.1 показана верхняя часть конструкции пакера, на фиг.2 - средняя часть, на фиг.3 - нижняя часть. На фиг.4 - развертка байонетного соединения пакера.
Пакер состоит из ствола, на который навернута муфта, предназначенная для соединения с колонной насосно-компрессорных труб, на которых он спускается в скважину.
В верхней части ствола 1 ниже муфты 2 установлен байпас 3. В корпусе байпаса установлено резиновое кольцо 4.
Ниже расположен корпус клапана 5, в который вставлена втулка 6, выполняющая роль балансировочного клапана. Снизу корпус клапана 5 соединен с гидравлическим якорем, состоящим из корпуса 7, в котором установлены восемь плашек 8, поджатых планками 9.
Ниже гидравлического якоря расположен уплотнительный узел (фиг.2), в состав которого входят корпус 10, соединенный резьбой, находящейся в его верхней части, с гидравлическим якорем. На корпусе гидравлического якоря 7 имеется калибровочная гайка 11 и в нижней части корпуса 10 имеется калибровочная гайка 12, между которыми располагаются две жесткие манжеты 13, а между ними располагается мягкая манжета 14, ограниченная с двух сторон проставочными кольцами 15.
В нижней части пакера (фиг.3) располагается посадочный узел. В его состав входят корпус механического якоря 16, в котором установлены подпружиненные фрикционные планки 17, зафиксированы кольцом 18, которое поджимается посредством резьбы байонета 19.
В нижней части байонета 19 выполнены J-образные пазы 20 (фиг.4), смещенные относительно друг друга на 180°С, в которых расположены выступы 21, расположенные на хвостовике 22 и обеспечивающие установку пакера в рабочее и транспортное положение. Хвостовик посредством резьбы соединен со стволом 2 и фиксируется от проворачивания стопорами.
Посадочный узел связывается с уплотнительным узлом системой тяг, выполненных в виде корпуса 23, который сверху ввернут в калибровочную гайку 12, а снизу ограничен посадочным конусом 24 и удерживает за выступающий бурт трубу 25. На низ трубы 25 накручивается гайка 26, ограничивающая перемещение посадочного узла.
Развертка боковой поверхности байонета (фиг.4) для пакера левостороннего исполнения представляет собой углубление треугольной формы, в верхней части которого имеется вырез. Данная развертка соответствует виду на внешнюю боковую поверхность байонета 19, т.е. вид со стороны внешней нормали.
При установке пакера палец фиксатора 21 воздействует на поверхность «27» байонета 19, в результате чего фиксатор байонета поворачивается вокруг оси до тех пор, пока палец фиксатора не попадет в вырез «28». После снятия нагрузки палец остается в вырезе и взаимодействует с поверхностью «29», которая наклонена к плоскости поперечного сечения под углом, равным углу трения пары материалов, из которых изготовлены палец и фиксатор. Как правило, эти детали изготавливаются из качественной термообработанной стали, коэффициент трения между которыми при условии наличия смазки (технологическая жидкость на водяной или углеводородной основе) равен k=0,1-0,15. Соответственно угол трения α будет равен α=arctg (k) и составит 5,5-8,5°. При этом нажимной механизм воздействует на уплотнительные элементы, переводя их в рабочее положение. При исполнении пакера в правостороннем исполнениии конфигурация прорезей имеет зеркальное исполнение.
Пакер работает следующим образом.
Перед установкой пакера в интервале посадки выполняются работы по очистке стенок скважины эксплуатационной колонны. Пакер опускают на колонне насосно-компрессорных труб, соединенных с муфтой 2. Перед установкой пакера его нижняя часть вместе с пальцами фиксатора находится в нижнем положении. При этом нажимной механизм уплотнительных элементов освобожден, и они находятся в транспортном положении.
Далее включают верхний гидравлический якорь путем создания в полости НКТ избыточного давления и поворачивают колонну НКТ.
При установке пакера палец фиксатора воздействует на поверхность «27», в результате чего фиксатор байонета поворачивается вокруг оси до тех пор, пока палец фиксатора не попадет в вырез «28». После снятия нагрузки палец остается в вырезе и взаимодействует с поверхностью «29», которая наклонена к плоскости поперечного сечения под углом, равным углу трения пары материалов, из которых изготовлены палец и фиксатор. При этом происходит перемещение деталей нажимного механизма и уплотнительные элементы переходят в рабочее положение.
При разъединении пакера верхняя его часть поворачивается относительно нижней, палец фиксатора скользит по поверхности «29» и выходит из выреза «28», после чего опускается вниз вместе с нажимным механизмом, освобождая уплотнительные элементы (переводя их в транспортное положение).
Таким образом, перевод пакера из рабочего положения в транспортное осуществляется при минимальном усилии воздействия с одной стороны и исключает самопроизвольное выключение уплотнительных элементов пакера с другой стороны. Это условие обеспечивается, если угол наклона рабочей поверхности фиксатора равен углу трения пальца, скользящего по ней.
Источник информации
1. Пакер гидромеханический сервисный серии «ПС». Технические условия ТУ 3665-001-2007.
Claims (1)
- Пакер гидромеханический для спуска в скважину на колонне насосно-компрессорных труб, включающий ствол, выполненный в виде двух труб, уплотнительные элементы с нажимным устройством, верхний якорь с гидравлическим приводом, нижний якорь с механическим приводом, соединенные друг с другом посредством байонетного соединения, состоящего из находящейся в верхней части пакера втулки с прорезями, выполненными с возможностью размещения в них и взаимодействия с их поверхностями пальцев, расположенных на втулке, находящейся в нижней части пакера, отличающийся тем, что на боковой поверхности верхней втулки выполнены два фигурных, смещенных относительно друг друга на 180°, паза, верхняя часть которых сопряжена с вырезом, развертка каждого из пазов на плоскость представляет рабочую поверхность для направления пальца в упомянутый вырез, расположенную под острым углом к плоскости поперечного сечения, сопряженную с продольным вырезом, нижняя рабочая поверхность которого выполнена под углом к плоскости поперечного сечения пакера, равным углу трения пары металлов, из которых выполнены взаимодействующие детали, причем упомянутый угол ориентирован против часовой стрелки в случае левостороннего выполнения деталей пакера.
Priority Applications (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
RU2008122737/03A RU2370628C1 (ru) | 2008-06-07 | 2008-06-07 | Пакер гидромеханический |
Applications Claiming Priority (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
RU2008122737/03A RU2370628C1 (ru) | 2008-06-07 | 2008-06-07 | Пакер гидромеханический |
Publications (1)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
RU2370628C1 true RU2370628C1 (ru) | 2009-10-20 |
Family
ID=41262978
Family Applications (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
RU2008122737/03A RU2370628C1 (ru) | 2008-06-07 | 2008-06-07 | Пакер гидромеханический |
Country Status (1)
Country | Link |
---|---|
RU (1) | RU2370628C1 (ru) |
Cited By (6)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
RU2520104C2 (ru) * | 2012-08-27 | 2014-06-20 | Общество с ограниченной ответственностью Научно-производственное предприятие "Нефтегазовые технологии" | Механический пакер двустороннего действия |
RU2520243C1 (ru) * | 2013-02-20 | 2014-06-20 | Общество с ограниченной ответственностью "Научно-технический центр" ЗЭРС" (ООО "НТЦ "ЗЭРС") | Пакер для скважины |
RU2675117C1 (ru) * | 2018-03-12 | 2018-12-17 | Олег Сергеевич Николаев | Гидромеханический пакер |
RU2679197C1 (ru) * | 2015-08-27 | 2019-02-06 | Хэллибертон Энерджи Сервисиз, Инк. | Многократно устанавливаемый предустановленный механизм для скважинных инструментов |
RU2687825C1 (ru) * | 2015-08-27 | 2019-05-16 | Хэллибертон Энерджи Сервисиз, Инк. | Двунаправленные плашки |
RU2748373C1 (ru) * | 2020-10-28 | 2021-05-24 | Общество с ограниченной ответственностью Научно-производственная фирма "Пакер" | Пакер гидромеханический |
-
2008
- 2008-06-07 RU RU2008122737/03A patent/RU2370628C1/ru not_active IP Right Cessation
Non-Patent Citations (1)
Title |
---|
Пакер гидромеханический сервисный серии «ПС». Технические условия ТУ 3665-001-2007. * |
Cited By (7)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
RU2520104C2 (ru) * | 2012-08-27 | 2014-06-20 | Общество с ограниченной ответственностью Научно-производственное предприятие "Нефтегазовые технологии" | Механический пакер двустороннего действия |
RU2520243C1 (ru) * | 2013-02-20 | 2014-06-20 | Общество с ограниченной ответственностью "Научно-технический центр" ЗЭРС" (ООО "НТЦ "ЗЭРС") | Пакер для скважины |
RU2679197C1 (ru) * | 2015-08-27 | 2019-02-06 | Хэллибертон Энерджи Сервисиз, Инк. | Многократно устанавливаемый предустановленный механизм для скважинных инструментов |
RU2687825C1 (ru) * | 2015-08-27 | 2019-05-16 | Хэллибертон Энерджи Сервисиз, Инк. | Двунаправленные плашки |
US10633942B2 (en) | 2015-08-27 | 2020-04-28 | Halliburton Energy Services, Inc. | Bidirectional slips |
RU2675117C1 (ru) * | 2018-03-12 | 2018-12-17 | Олег Сергеевич Николаев | Гидромеханический пакер |
RU2748373C1 (ru) * | 2020-10-28 | 2021-05-24 | Общество с ограниченной ответственностью Научно-производственная фирма "Пакер" | Пакер гидромеханический |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
RU2370628C1 (ru) | Пакер гидромеханический | |
DK2545245T3 (en) | DOUBLE BALL VALVE FOR UPPER INTERNAL SAFETY VALVE | |
US9188235B2 (en) | Plug counter, fracing system and method | |
RU2524219C1 (ru) | Механизм для активирования множества скважинных устройств | |
US8479823B2 (en) | Plug counter and method | |
US7673689B2 (en) | Dual flapper barrier valve | |
US9371708B2 (en) | Circulation sub and method for using same | |
US11572968B2 (en) | High capacity universal connector | |
US9068417B2 (en) | Pressure cycle independent indexer and methods | |
US10087712B2 (en) | Pressure actuated downhole tool | |
EA024761B1 (ru) | Скважинный установочный инструмент | |
US11391112B2 (en) | Riser adapter quick connection assembly | |
US8672035B2 (en) | Downhole tool of high pressure operating cycle capability | |
US20150308229A1 (en) | Downhole Apparatus and Method | |
US10125575B2 (en) | Alignment apparatus for a sliding sleeve subterranean tool | |
US20170226826A1 (en) | Seal system and method | |
EP2971477B1 (en) | Resettable ball seat for hydraulically actuating tools | |
AU2014229773B2 (en) | Downhole arrangement | |
GB2495502A (en) | Valve actuating apparatus | |
US20180363386A1 (en) | Combined multi-coupler for top drive | |
US7422065B1 (en) | System for controlling zones of fluid in and out of a wellbore | |
RU2636187C1 (ru) | Управляемый клапан-отсекатель | |
CN109707357B (zh) | 大通径智能投球的压裂滑套 | |
GB2557734A (en) | Assembly and method |
Legal Events
Date | Code | Title | Description |
---|---|---|---|
QB4A | Licence on use of patent |
Effective date: 20100226 |
|
MM4A | The patent is invalid due to non-payment of fees |
Effective date: 20160608 |