RU2386010C1 - Packering device - Google Patents
Packering device Download PDFInfo
- Publication number
- RU2386010C1 RU2386010C1 RU2008140824/03A RU2008140824A RU2386010C1 RU 2386010 C1 RU2386010 C1 RU 2386010C1 RU 2008140824/03 A RU2008140824/03 A RU 2008140824/03A RU 2008140824 A RU2008140824 A RU 2008140824A RU 2386010 C1 RU2386010 C1 RU 2386010C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- barrel
- support
- packing device
- sealing element
- shaft
- Prior art date
Links
Images
Landscapes
- Sealing Devices (AREA)
Abstract
Description
Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и предназначено для сохранения коллекторских свойств пласта и предотвращения загрязнения призабойной зоны пласта при глушении, освоении скважин и в процессе их эксплуатации.The invention relates to the oil and gas industry and is intended to preserve the reservoir properties of the formation and to prevent contamination of the bottom-hole zone of the formation when killing, developing wells and during their operation.
Известен пакер, применяемый при работе глубинно-насосной установки (а.с. СССР №981594 от 21.04.1980 г., Е21В 43/14), включающий корпус, узел посадки, ствол с уплотнительными элементами, обратный и сливной клапаны, фиксирующее устройство, обеспечивающее удержание уплотнительных элементов в сжатом состоянии.A well-known packer used in the operation of a deep-well pumping unit (AS USSR No. 981594 dated 04/21/1980, ЕВВ 43/14), comprising a housing, a landing unit, a barrel with sealing elements, a check and drain valve, a fixing device, providing retention of the sealing elements in a compressed state.
Недостатком пакера является ограниченная область его применения, так как пакер может быть установлен только в комбинированной колонне труб. Следует также отметить сложность конструкции, так как пакер предусматривает обязательное наличие фиксирующего устройства.The disadvantage of the packer is its limited scope, since the packer can only be installed in a combined pipe string. It should also be noted the complexity of the design, since the packer provides for the mandatory presence of a locking device.
Наиболее близким по технической сущности к заявляемому устройству является пакерующее устройство, содержащее корпус, соединенный с опорой, размещенный внутри корпуса полый ствол, соединенный с ловильной головкой, уплотнительный элемент, насаженный на ствол, и клапанный узел, расположенный в стволе (Устройство пакерное клиновое УПК - 1-122-32 // Инструкция по эксплуатации. - Волгоград: ЗАО «ПАРМ-ГИНС», 2005. - 16 с.).Closest to the technical nature of the claimed device is a packer device comprising a housing connected to a support, a hollow barrel located inside the housing connected to the fishing head, a sealing element mounted on the barrel, and a valve assembly located in the barrel (Packer wedge device CPC - 1-122-32 // Instructions for use. - Volgograd: CJSC PARM-GINS, 2005. - 16 p.).
Пакерующее устройство спускают на насосно-компрессорных трубах (НКТ) на необходимую глубину с опорой на забой. Под действием веса НКТ обеспечивают механическое расклинивание уплотнительного элемента, при этом для плотного прилегания его к эксплуатационной колонне создают нагрузку на уплотнительный элемент не менее двух тонн. Уплотнительный элемент выполняют из резиновой манжеты высотой около 200 мм и более, при этом удержание клина в рабочем положении обеспечивают с помощью фиксатора. После сцепления фиксатора с зубчатым патрубком НКТ поднимают на поверхность, а пакерующее устройство, приведенное в рабочее положение, остается в месте установки. Таким образом, уплотнительный элемент находится в максимально сжатом состоянии весь период установки пакерующего устройства в скважине.The packer is lowered on tubing to the required depth based on the bottom hole. Under the influence of the weight of the tubing, a mechanical wedging of the sealing element is provided, while for a snug fit to the production string, a load on the sealing element of at least two tons is created. The sealing element is made of a rubber cuff with a height of about 200 mm or more, while keeping the wedge in the working position is provided with a latch. After the latch engages with the toothed pipe, the tubing is lifted to the surface, and the packer, brought into working position, remains at the installation site. Thus, the sealing element is in the most compressed state for the entire installation period of the packing device in the well.
Основным недостатком известного устройства является заклинивание пакерующего устройства мехпримесями. Так, в скважинах с активным пескопроявлением из-за расположения уплотнительного элемента в средней части пакерующего устройства скапливается значительный объем механических примесей над уплотнительным элементом, в зазоре между корпусом пакерующего устройства и эксплуатационной колонной, образующий плотную пробку, заклинивающую пакерующее устройство и не позволяющую извлечь устройство с места установки. В результате при подъеме пакерующего устройства возникает аварийная ситуация, при которой необходимо обуривать его специальным кольцевым фрезером, а это приводит к дополнительным затратам бригады капитального ремонта скважин. Недостатком пакерующего устройства является также прочное прилипание уплотнительного элемента к эксплуатационной колонне за счет контакта всей площади его боковой поверхности при создании нагрузок для его деформации. При этом расклиненная часть уплотнительного элемента находится весь период установки пакерующего устройства под еще большим давлением, чем его нижняя часть, что затрудняет возврат наиболее сжатого участка в транспортное положение за счет ее остаточной деформации и требует увеличения нагрузки при срыве пакерующего устройства для подъема на поверхность. Следует также отметить сложность конструкции, так как пакерующее устройство предусматривает обязательное наличие фиксатора.The main disadvantage of the known device is the jamming of the packing device with mechanical impurities. So, in wells with active sand development, due to the location of the sealing element in the middle part of the packing device, a significant amount of mechanical impurities accumulates above the sealing element, in the gap between the packing device housing and the production string, forming a dense plug, jamming the packing device and not allowing the device to be removed with installation location. As a result, when lifting the packer device, an emergency occurs in which it is necessary to drill it with a special ring milling cutter, and this leads to additional costs of the well repair team. A disadvantage of the packer device is also the strong adhesion of the sealing element to the production string due to the contact of the entire area of its side surface when creating loads for its deformation. In this case, the propped part of the sealing element is the entire installation period of the packing device under even greater pressure than its lower part, which makes it difficult to return the most compressed section to the transport position due to its residual deformation and requires an increase in load when the packing device is broken to rise to the surface. It should also be noted the complexity of the design, since the packer provides for the mandatory presence of a latch.
Задачей настоящего изобретения является повышение эксплуатационной надежности пакерующего устройства путем предотвращения заклинивания его мехпримесями и прилипания уплотнительного элемента к эксплуатационной колонне.The objective of the present invention is to increase the operational reliability of the packing device by preventing it from sticking with mechanical impurities and sticking of the sealing element to the production string.
Другой задачей настоящего изобретения является упрощение конструкции пакерующего устройства.Another objective of the present invention is to simplify the design of the packing device.
Поставленная задача достигается конструктивным исполнением пакерующего устройства. Пакерующее устройство содержит корпус, соединенный с опорой, размещенный внутри корпуса полый ствол, соединенный с ловильной головкой, уплотнительный элемент, насаженный на ствол, и клапанный узел, расположенный в стволе.The task is achieved by the design of the packer device. The packing device comprises a housing connected to a support, a hollow barrel located inside the housing, connected to the fishing head, a sealing element mounted on the barrel, and a valve assembly located in the barrel.
Существенными отличительными признаками заявленного изобретения являются:Salient features of the claimed invention are:
- устройство снабжено хвостовиком, соединенным со стволом и размещенным внутри опоры;- the device is equipped with a shank connected to the barrel and placed inside the support;
- корпус выполнен в виде перевернутого стакана со сквозным осевым отверстием и с внутренними продольными пазами;- the housing is made in the form of an inverted glass with a through axial hole and with internal longitudinal grooves;
- ствол выполнен с наружным выступом с пальцами с возможностью упора выступа ствола в нижнюю торцевую поверхность корпуса при подъеме пакерующего устройства вверх и вертикального перемещения пальцев ствола по пазам корпуса;- the barrel is made with an external protrusion with fingers with the possibility of stopping the protrusion of the barrel in the lower end surface of the housing when lifting the packer up and the vertical movement of the fingers of the barrel along the grooves of the housing;
- ловильная головка выполнена с боковыми отверстиями;- fishing head is made with side holes;
- опора выполнена в виде стакана с боковыми отверстиями;- the support is made in the form of a glass with side holes;
- уплотнительный элемент расположен в верхней части пакерующего устройства и выполнен в виде чередующихся уплотнительных манжет с промежуточными кольцами, причем наружный диаметр промежуточных колец меньше наружного диаметра уплотнительных манжет;- the sealing element is located in the upper part of the packing device and is made in the form of alternating sealing lips with intermediate rings, the outer diameter of the intermediate rings being less than the outer diameter of the sealing lips;
- уплотнительные манжеты выполнены в форме, например, шеврона;- sealing cuffs are made in the form of, for example, a chevron;
- верхняя торцевая поверхность корпуса повторяет форму нижней поверхности уплотнительной манжеты;- the upper end surface of the housing repeats the shape of the lower surface of the sealing collar;
- площадь сечения боковых отверстий в опоре больше или равна площади кольцевого сечения между опорой и хвостовиком.- the cross-sectional area of the side holes in the support is greater than or equal to the area of the annular section between the support and the shank.
Указанная совокупность существенных признаков обеспечивает достижение поставленной задачи. Конструктивное исполнение пакерующего устройства предотвращает скопление мехпримесей над уплотнительным элементом за счет оседания их в процессе эксплуатации скважины на дне стакана опоры, при этом расположение уплотнительного элемента в верхней части пакерующего устройства под ловильной головкой и выполнение ловильной головки с боковыми отверстиями обеспечивает при подъеме пакерующего устройства вымывание мехпримесей, осевших над уплотнительным элементом в незначительном объеме. Кроме того, выполнение уплотнительного элемента в виде чередующихся уплотнительных манжет и промежуточных колец меньшего диаметра, чем уплотнительные манжеты, позволяет заполнить образованный кольцевой зазор скважинной жидкостью, обеспечивая равномерное распределение усилия сжатия на уплотнительные манжеты и надежное перекрытие манжетами затрубного пространства между устройством и эксплуатационной колонной, при этом обеспечивается только линейный контакт боковой поверхности каждой уплотнительной манжеты с эксплуатационной колонной по всей высоте уплотнительного элемента. Конструктивное исполнение пакерующего устройства обеспечивает сжатие уплотнительного элемента и постоянное удержание его в рабочем положении только за счет собственного веса пакерующего устройства, определяемого расчетным путем, то есть за счет веса труб хвостовика и ствола. Увеличение гидростатического давления над пакерующим устройством и, как результат, увеличение нагрузок на уплотнительный элемент осуществляется при проведении, например, глушения скважин, промывок внутрискважинного оборудования во время подземного ремонта скважин, при этом также происходит равномерное распределение усилия сжатия на каждую уплотнительную манжету. Учитывая кратковременность периода увеличения нагрузки на уплотнительные манжеты по сравнению со всем периодом установки пакерующего устройства в скважине, предотвращается прочное слипание уплотнительного элемента с эксплуатационной колонной, затрудняющее срыв пакерующего устройства для извлечения его на поверхность. Следует также отметить, что сжатие уплотнительного элемента и постоянное удержание его в рабочем положении только за счет собственного веса пакерующего устройства без специального узла фиксации существенно упрощает его конструкцию.The specified set of essential features ensures the achievement of the task. The design of the packing device prevents the accumulation of mechanical impurities above the sealing element due to their subsidence during operation of the well at the bottom of the support cup, while the location of the sealing element in the upper part of the packing device under the fishing head and the execution of the fishing head with side openings ensures that washing of the mechanical impurities is lifted deposited above the sealing element in a small amount. In addition, the implementation of the sealing element in the form of alternating sealing cuffs and intermediate rings of a smaller diameter than the sealing cuffs, allows you to fill the formed annular gap with the borehole fluid, ensuring uniform distribution of the compressive force on the sealing cuffs and reliable closure of the annular cuffs between the device and the production casing, this ensures only a linear contact of the side surface of each sealing collar with the operational number on the entire height of the sealing element. The design of the packing device ensures the compression of the sealing element and its constant holding in the working position only due to the dead weight of the packing device determined by calculation, that is, due to the weight of the shank and barrel pipes. An increase in hydrostatic pressure above the packer and, as a result, an increase in the load on the sealing element is carried out when, for example, killing wells, flushing downhole equipment during underground repair of wells, this also results in a uniform distribution of the compression force on each sealing collar. Given the short duration of the increase in the load on the sealing cuffs compared with the entire period of installation of the packing device in the well, strong adhesion of the sealing element to the production string is prevented, making it difficult to break the packing device to remove it to the surface. It should also be noted that the compression of the sealing element and its constant holding in the working position only due to the dead weight of the packing device without a special fixing unit greatly simplifies its design.
Таким образом, конструктивное исполнение пакерующего устройства позволяет повысить его эксплуатационную надежность, а именно надежность работы устройства, надежность его спуска, установки и подъема, а также возможность неоднократного его использования.Thus, the design of the packing device allows to increase its operational reliability, namely the reliability of the device, the reliability of its descent, installation and lifting, as well as the possibility of its repeated use.
Заявленная совокупность существенных признаков не известна нам из уровня техники. Изобретение может быть изготовлено в заводских условиях и использовано при эксплуатации скважин.The claimed combination of essential features is not known to us from the prior art. The invention can be manufactured in the factory and used in the operation of wells.
Сущность заявляемого технического решения поясняется схемой, на которой представлена конструкция пакерующего устройства в рабочем положении.The essence of the claimed technical solution is illustrated by the diagram, which shows the design of the packer device in the working position.
Пакерующее устройство содержит корпус 1. Корпус выполнен в виде перевернутого стакана со сквозным осевым отверстием (позицией на схеме не показано) и с внутренними продольными пазами 2. Вариантом выполнения корпуса может быть сборка, например, из упорной втулки, посадочной втулки и переводника, при этом продольные пазы выполняют в упорной втулке. Корпус 1 жестко соединен в нижней части с опорой 3, выполненной в виде стакана с боковыми отверстиями 4. Внутри корпуса расположен полый ствол 5, жестко соединенный в верхней части с ловильной головкой 6, выполненной с боковыми отверстиями 7. Нижняя часть ствола 5 жестко соединена с хвостовиком 8, выполненным, например, в виде цилиндра и расположенным внутри опоры 3, при этом боковые отверстия 4 в опоре расположены выше торца хвостовика для изменения траектории движения жидкости. При этом мехпримеси, содержащиеся в жидкости, оседают на дно опоры, причем площадь сечения боковых отверстий 4 в опоре выполняют больше или равной площади кольцевого сечения между опорой и хвостовиком. Ствол 5 выполнен с наружным выступом 9 с пальцами 10 с возможностью упора выступа 9 ствола в нижнюю торцевую поверхность 11 корпуса при подъеме пакерующего устройства вверх и вертикального перемещения пальцев 10 ствола по пазам 2 корпуса, при этом в пакерующем устройстве выполняют не менее двух пазов в корпусе и соответственно пальцев в выступе ствола для предотвращения перекоса ствола относительно корпуса. Вариантом выполнения ствола пакерующего устройства может быть, например, сборка из втулки и переводника с выступом и пальцами. На ствол 5 насажен уплотнительный элемент, расположенный в верхней части пакерующего устройства между ловильной головкой 6 и корпусом 1. Уплотнительный элемент выполнен в виде чередующихся уплотнительных манжет 12 и промежуточных колец 13. Наружный диаметр промежуточных колец выполнен меньше наружного диаметра уплотнительных манжет, образуя кольцевой зазор 14 между уплотнительными манжетами. Уплотнительные манжеты 12 могут быть выполнены, например, в форме шеврона, полукольца и т.д., при этом верхняя торцевая поверхность 15 корпуса повторяет форму нижней поверхности уплотнительной манжеты для предотвращения затекания уплотнительной манжеты в зазор между корпусом 1 и эксплуатационной колонной 16 путем ограничения его деформации. На схеме изображен вариант выполнения уплотнительной манжеты в форме шеврона. Уплотнительные манжеты выполняют, например, из армированной кордом резины, силиконовой смеси и т.д. высотой, например, 10-15 мм, а промежуточные кольца выполняют, например, из стали или других материалов. Внутри полого ствола расположен съемный клапанный узел 17 с седлом (позицией на схеме не показано) с возможностью перетока скважинной жидкости снизу вверх при установке пакерующего устройства в рабочем положении и эксплуатации скважины. В качестве клапанного узла может быть использован, например, стандартный клапанный узел с седлом для штангового глубинного насоса НСН. Расстояние от торца ловильной головки 6 до седла клапанного узла 17 рассчитывают с учетом захвата пакерующего устройства при извлечении стандартным ловильным инструментом, например, внутренней труболовкой. При активном пескопроявлении возможен вариант выполнения хвостовика 8 с глухим дном в виде стакана, обеспечивающего дополнительный сбор мехпримесей. В этом случае в боковой поверхности хвостовика выполняют отверстия с площадью их сечения больше площади внутреннего сечения трубы хвостовика, причем отверстия в хвостовике выполняют ниже отверстий 4 опоры. Вариантом выполнения опоры и хвостовика может быть, например, сборка из насосно-компрессорных труб разного диаметра, при этом опору выполняют с заглушкой. При необходимости хвостовик также выполняют с заглушкой. Боковые отверстия в теле труб могут быть выполнены сверлением, фрезерованием, плазменной резкой и т.д. и могут быть расположены, например, по спирали, в шахматном порядке и т.д. Другим вариантом исполнения отверстий в опоре и, при необходимости, в хвостовике могут быть вставки из специальных фильтров. Конструктивно отверстия могут быть выполнены, например, круглыми, щелевыми и т.д., при этом отверстия в опоре и хвостовике располагают с учетом сохранения прочностных характеристик опоры и хвостовика.The packing device comprises a
Спуск пакерующего устройства осуществляют следующим образом. На устье скважины в эксплуатационную колонну спускают опору 3 расчетной длины, захватывают ее под муфту и удерживают колонну труб опоры на весу с помощью трубного элеватора. Затем в скважину спускают трубы хвостовика 8 и также удерживают на весу с помощью трубного элеватора. Далее собранный узел пакерующего устройства в виде корпуса 1 со стволом 5 с насаженными уплотнительными манжетами 12, промежуточными кольцами 13 и зажатыми ловильной головкой 6, с установленным клапанным узлом 17 соединяют на устье скважины соответственно с хвостовиком 8 и опорой 3. Дальнейший спуск пакерующего устройства осуществляют с помощью колонны насосно-компрессорных труб (НКТ) или бурового инструмента до упора опоры 3 в забой скважины. Вращением насосно-компрессорных труб производят отсоединение колонны НКТ от пакерующего устройства. Фиксация положения ствола относительно корпуса с помощью пальцев 10 в пазах 2 корпуса предотвращает вращение ствола относительно корпуса и гарантирует отсоединение колонны НКТ от пакерующего устройства после его установки на забое скважины. Под действием веса труб хвостовика и ствола уплотнительные манжеты деформируются и перекрывают затрубное пространство.The descent of the packing device is as follows. At the wellhead, the
Целесообразно устанавливать устройство в скважинах после проведения работ с пластом и призабойной зоной: очистки призабойной зоны пласта, работ по интенсификации притока, ремонтно-изоляционных работ и т.д.It is advisable to install the device in the wells after working with the formation and the bottom-hole zone: cleaning the bottom-hole zone of the formation, works on stimulation of the inflow, repair and insulation works, etc.
Устройство работает следующим образом.The device operates as follows.
После установки пакерующего устройства спускают, например, насосное оборудование. При работе насоса при превышении давления жидкости под пакерующим устройством происходит переток жидкости через отверстия 4 опоры. Затем жидкость, изменяя траекторию движения, поступает в хвостовик 8 и через клапанный узел 17 перетекает в надпакерную зону к приему насоса, при этом содержащиеся в жидкости мехпримеси выпадают в осадок на дно опоры. При выполнении хвостовика с глухим дном в виде стакана происходит переток жидкости через отверстия 4 опоры, затем жидкость, изменяя траекторию движения, поступает в хвостовик через отверстия в его боковой поверхности и через клапанный узел 17 перетекает в надпакерную зону к приему насоса, при этом содержащиеся в жидкости мехпримеси выпадают в осадок как на дно опоры, так и на дно хвостовика. В связи с тем, что перепад давления в над- и подпакерных зонах невысок уплотнительный элемент воспринимает нагрузку только веса ствола и хвостовика, который определяют расчетным путем для обеспечения надежного перекрытия затрубного пространства. При необходимости проведения глушения скважины или промывок внутрискважинного оборудования при проведении подземного ремонта скважин (ПРС) надпакерное пространство заполняют, например, жидкостью глушения с необходимым расчетным удельным весом, в результате чего происходит увеличение гидростатического давления над пакерующим устройством. Дополнительное давление передается через ствол и ловильную головку пакерующего устройства на уплотнительные манжеты, чем обеспечивается их кратковременное дополнительное поджатие, исключающее воздействие на призабойную зону пласта жидкости глушения или другого рабочего агента.After installing the packing device, for example, pumping equipment is lowered. When the pump is operating when the fluid pressure is exceeded under the packer, fluid flows through the
По окончании проведения подземного ремонта скважин насосное оборудование запускают в работу, при этом сначала откачивают жидкость глушения (или другой рабочий агент) и, после снижения давления над пакерующим устройством ниже подпакерного, скважинная жидкость проходит через клапанный узел и поступает на прием насоса.At the end of the underground well repair, the pumping equipment is put into operation, first the killing fluid (or other working agent) is pumped out and, after the pressure above the packer is lower than the subpacker, the well fluid passes through the valve assembly and is received by the pump.
Извлечение устройства на поверхность осуществляют следующим образом.Removing the device to the surface is as follows.
После подъема насосного оборудования в скважину спускают ловитель и осуществляют захват пакерующего устройства. Спускают байонетный ловитель, например, на штангах или с помощью канатной техники для захвата и подъема на поверхность клапанного узла 17. Затем поднимают пакерующее устройство, при этом через боковое отверстие в ловильной головке 6 и центральное отверстие ствола 5 происходит слив жидкости из надпакерной зоны и вымывание мехпримесей, скопившихся над уплотнительным элементом, при этом мехпримеси оседают на дне опоры, а жидкость сливается через отверстия 4 опоры на забой скважины. В случае выполнения хвостовика в виде стакана, вымываемые мехпримеси скапливаются в основном на дне хвостовика, а часть их на дне опоры, при этом жидкость перетекает соответственно через отверстия в хвостовике и опоре за забой скважины. Выступ 9 ствола пакерующего устройства упирается в нижнюю торцевую поверхность 11 корпуса, осуществляя разгрузку уплотнительных манжет, которые принимают транспортное положение, и дальше производят подъем оборудования на поверхность, при этом одновременно происходит очистка внутренней поверхности эксплуатационной колонны от парафинистых отложений и окалины.After lifting the pumping equipment, the trap is lowered into the well and the packer device is captured. The bayonet catcher is lowered, for example, on rods or using a rope technique for gripping and lifting to the surface of the
Использование заявляемого пакерующего устройства осуществляют в скважинах с пластовым давлением ниже гидростатического, где давления столба жидкости, создаваемого дегазированной нефтью, недостаточно для глушения и необходимо проведение глушения скважины более «тяжелой» жидкостью и может быть реализовано, например, на скважинах Турчаниновского месторождения, Кыртаельского месторождения и других месторождениях.The use of the inventive packing device is carried out in wells with reservoir pressure below hydrostatic, where the pressure of the column of fluid created by degassed oil is not sufficient for killing and it is necessary to perform well killing with a more "heavy" fluid and can be implemented, for example, in the wells of the Turchaninovsky field, the Kirtaelsky field and other deposits.
Заявляемая конструкция пакерующего устройства, обладая простотой исполнения, обеспечивает существенное повышение его эксплуатационной надежности, а именно: надежность его спуска, установки и подъема, так как не требуется дополнительная фиксация уплотнительного элемента при установке и, соответственно, его раскрепление при подъеме с помощью специального фиксатора. Надежность работы устройства в скважине, заключающаяся в надежном перекрытии затрубного пространства между устройством и эксплуатационной колонной, обеспечивается только за счет постоянно действующего расчетного веса устройства, при этом осуществляется дополнительное кратковременное поджатие уплотнительного элемента при глушении и проведении промывочных работ внутрискважинного оборудования, предотвращающее возможность фильтрации промывочных жидкостей в призабойную зону пласта, в результате чего, из-за несовместимости водной основы промывочных жидкостей и пластовых вод, возможна кольматация породы - коллектора, образование стойких эмульсий в призабойной зоне. Вместе с тем, благодаря конструктивному исполнению пакерующего устройства предотвращается заклинивание его мехпримесями и прилипание уплотнительного элемента к эксплуатационной колонне, что позволяет неоднократно использовать одно устройство, например, после подъема его на поверхность для проведения работ с пластом или с призабойной зоной пласта.The inventive design of the packer device, having simplicity of execution, provides a significant increase in its operational reliability, namely: the reliability of its descent, installation and lifting, since it does not require additional fixing of the sealing element during installation and, accordingly, its release during lifting using a special lock. The reliability of the device in the well, which consists in reliable overlap of the annular space between the device and the production string, is ensured only by the permanently calculated design weight of the device, with additional short-term compression of the sealing element during killing and flushing of downhole equipment, preventing the possibility of filtering flushing fluids into the bottomhole formation zone, as a result of which, due to water incompatibility new drilling fluids and formation water, it is possible colmatation rock - the collector, formation of stable emulsions in the bottom zone. At the same time, due to the design of the packing device, it is prevented by sticking it with mechanical impurities and sticking of the sealing element to the production string, which allows one device to be used repeatedly, for example, after lifting it to the surface to work with the formation or with the bottomhole formation zone.
Claims (4)
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2008140824/03A RU2386010C1 (en) | 2008-10-14 | 2008-10-14 | Packering device |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2008140824/03A RU2386010C1 (en) | 2008-10-14 | 2008-10-14 | Packering device |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2386010C1 true RU2386010C1 (en) | 2010-04-10 |
Family
ID=42671214
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2008140824/03A RU2386010C1 (en) | 2008-10-14 | 2008-10-14 | Packering device |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2386010C1 (en) |
Cited By (1)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2700606C1 (en) * | 2018-07-23 | 2019-09-18 | Общество с ограниченной ответственностью холдинговая компания "ПЕТРОГАЗТЕХ" (ООО ХК "ПЕТРОГАЗТЕХ") | RUBBER MIXTURE FOR A PACKER DEVICE CUFF, WHICH SWELLS IN AN AQUEOUS SOLUTION OF NaCl OR CaCl2 WITH CONCENTRATION OF NOT MORE THAN 25 % |
-
2008
- 2008-10-14 RU RU2008140824/03A patent/RU2386010C1/en active
Non-Patent Citations (1)
| Title |
|---|
| Устройство пакерное клиновое УПК-1-122-32 / Инструкция по эксплуатации. - Волгоград: ЗАО "ПАРМ-ГИНС", 2005. - 16 с. * |
Cited By (1)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2700606C1 (en) * | 2018-07-23 | 2019-09-18 | Общество с ограниченной ответственностью холдинговая компания "ПЕТРОГАЗТЕХ" (ООО ХК "ПЕТРОГАЗТЕХ") | RUBBER MIXTURE FOR A PACKER DEVICE CUFF, WHICH SWELLS IN AN AQUEOUS SOLUTION OF NaCl OR CaCl2 WITH CONCENTRATION OF NOT MORE THAN 25 % |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| RU2645044C1 (en) | Equipment and operations of movable interface unit | |
| US10731452B2 (en) | Gas separator assembly with degradable material | |
| MX2014000947A (en) | System and method for production of reservoir fluids. | |
| WO2005100744A1 (en) | Apparatus and method for dewatering low pressure gradient gas wells | |
| MXPA06006444A (en) | Assembly and method of alternative pumping using hollow rods without tubing. | |
| US8651191B2 (en) | Slim hole production system and method | |
| CA2627822C (en) | Top hold down rod pump with hydraulically activated drain and method of use | |
| US10662728B2 (en) | Method and apparatus for stuck pipe mitigation | |
| WO2014066587A2 (en) | Anchor latch on-off for sucker rods | |
| US8176986B2 (en) | Method of circulating while retrieving bottom hole assembly in casing | |
| RU2018113752A (en) | MULTIBAR DRILLING TOOL DURING ONE LIFTING OPERATION | |
| RU2638672C1 (en) | Method for drilling out downhole equipment with use of flexible pipe | |
| RU2386010C1 (en) | Packering device | |
| RU2598948C1 (en) | Landing for dual production and injection | |
| RU2382176C1 (en) | Underground equipment with device for cleaning of settling well of methane-coal hole during its development and maintenance | |
| RU73030U1 (en) | DEVICE FOR HYDRODYNAMIC IMPACT ON THE BOTTOM ZONE | |
| RU2531149C1 (en) | Well preoperational clean-up device | |
| RU67169U1 (en) | DEPTH HYDRAULIC JACK FOR ELIMINATION OF TAKEOFFS WITH TRANSMISSION OF TORQUE AND EMERGENCY CURTAIN | |
| US7971647B2 (en) | Apparatus and method for raising a fluid in a well | |
| RU2757835C1 (en) | Method for cementing fiberglass casing and device for its implementation | |
| RU2501934C1 (en) | Method for preventing fall of borehole equipment to horizontal or side well shaft, and device for its implementation | |
| RU2512222C1 (en) | Method for bottomhole zone treatment | |
| RU2541985C1 (en) | Cementing method for horizontal shaft of well | |
| RU2819693C1 (en) | Downhole gas separator assembly (variants), method of its use | |
| RU2393335C1 (en) | Cleaning method of sump of coal-methanol well and mounting assembly for installation of bearing sleeve in production casing |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| PC43 | Official registration of the transfer of the exclusive right without contract for inventions |
Effective date: 20111031 |