RU2370628C1 - Пакер гидромеханический - Google Patents

Пакер гидромеханический Download PDF

Info

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
Application number
RU2008122737/03A
Other languages
English (en)
Inventor
Андрей Михайлович Овсянкин (RU)
Андрей Михайлович Овсянкин
Михаил Иванович Килин (RU)
Михаил Иванович Килин
Original Assignee
Андрей Михайлович Овсянкин
Михаил Иванович Килин
Priority date (The priority date is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the date listed.)
Filing date
Publication date
Application filed by Андрей Михайлович Овсянкин, Михаил Иванович Килин filed Critical Андрей Михайлович Овсянкин
Priority to RU2008122737/03A priority Critical patent/RU2370628C1/ru
Application granted granted Critical
Publication of RU2370628C1 publication Critical patent/RU2370628C1/ru

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)

  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.
RU2008122737/03A 2008-06-07 2008-06-07 Пакер гидромеханический RU2370628C1 (ru)

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)

* Cited by examiner, † Cited by third party
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

Non-Patent Citations (1)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Title
Пакер гидромеханический сервисный серии «ПС». Технические условия ТУ 3665-001-2007. *

Cited By (7)

* Cited by examiner, † Cited by third party
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