RU2386784C1

RU2386784C1 - Packer drillable

Info

Publication number: RU2386784C1
Application number: RU2009103217/03A
Authority: RU
Inventors: Ильгизар Хасимович Махмутов (RU); Ильгизар Хасимович Махмутов; Дмитрий Витальевич Страхов (RU); Дмитрий Витальевич Страхов; Радик Зяузятович Зиятдинов (RU); Радик Зяузятович Зиятдинов; Марат Фагимович Асадуллин (RU); Марат Фагимович Асадуллин; Владимир Борисович Оснос (RU); Владимир Борисович Оснос
Original assignee: Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина
Priority date: 2009-01-30
Filing date: 2009-01-30
Publication date: 2010-04-20

Abstract

FIELD: oil-and-gas production.

SUBSTANCE: packer drillable contained setting tool, including hydraulic actuator with bottom rest, piston with sub, top and bottom rods. Bottom rod is outfitted by radial channel and is rigidly connected through end cap, allowing working aperture, with punch nipples, allowing punched windows. Seal assembly includes collar, deformed cartridge and mandrel. Inside the tip it is installed intercepting valve, and punched nipple below is capped by stub with nonthreaded fastener. Tip is telescoped inserted directly to deformed cartridge and into lower seat, relative to which tip in over-the-road position is fixed shear screw. Intercepting valve is implemented in the form of plug with external circular sampling. Tip is higher than punched section from the inside is outfitted by spring-load valve with saddle, passing top-down, herewith saddle from the top is implemented inclined to axis of valve.

EFFECT: presence of spring-loaded valve in structure of drilled packer provides implementation of cycling pumping of successively several types of solutions under excessive pressure.

2 dwg

Description

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, а именно к средствам защиты эксплуатационной колонны от высокого давления при проведении изоляционных работ.The invention relates to the oil industry, and in particular to means for protecting the production casing from high pressure during insulation work.

Известен «Пакер» (см. RU №2162137, МПК 7 Е21В 32/12, Бюл. №1 от 20.01.01), включающий патрубок с размещенным на его наружной поверхности уплотнителем в виде эластичной оболочки и расширяющий конус, связанный с приводом через тягу, при этом расширяющий конус выполнен составным из цилиндра и концентрично установленного на нем расширяющего элемента, связанных между собой разъединяющим элементом для освобождения расширяющего элемента от цилиндра и спуска эксплуатационной колонны насосно-компрессорных труб с установленным на их нижнем конце плунжером с уплотнительными элементами для взаимодействия с внутренней стенкой расширяющего элемента, внутренний диаметр которого выбран под наружный диаметр плунжера.The well-known "Packer" (see RU No. 2162137, IPC 7 ЕВВ 32/12, Bull. No. 1 dated 01/20/01), including a pipe with a sealant placed on its outer surface in the form of an elastic shell and an expanding cone connected to the drive through a rod wherein the expansion cone is made integral of the cylinder and the expansion element concentrically mounted on it, interconnected by a disconnecting element to release the expansion element from the cylinder and lower the production string of the tubing with a plunger installed on their lower end with plotnitelnymi elements for interacting with the inner wall of expandable member, the inner diameter of which is selected by the outer diameter of the plunger.

Известен «Пакер разбуриваемый» (см. свидетельство на полезную модель №20342, МПК 7 Е21В 32/12, Бюл. №29 от 26.10.01), содержащий посадочный инструмент, включающий гидроцилиндр с поршнем, верхним и нижним штоками, причем последний имеет радиальные каналы и жестко соединен с переходником и перфорируемым ниппелем, уплотнительный узел, включающий манжету, деформируемую гильзу, дорн, соединенный в верхней части с установочной втулкой, а в нижней части через срезное кольцо - с насадкой с внутренней цилиндрической выборкой, заглушку со стопорным кольцом и срезным винтом и отсекающий элемент, установленный в центральном канале в зоне переходника, при этом отсекающий элемент выполнен в виде пробки, а установочная втулка - с кольцевой выборкой, переходник снабжен фиксатором, который до запакеровки одним концом взаимодействует с отсекающим элементом, а другим - с дорном, а после запакеровки - с кольцевой выборкой установочной втулки.The well-known "Drillable packer" (see utility model certificate No. 20342, IPC 7 Е21В 32/12, Bull. No. 29 dated 10.26.01), containing a landing tool, including a hydraulic cylinder with a piston, upper and lower rods, the latter having radial channels and is rigidly connected to the adapter and perforated nipple, a sealing assembly including a cuff, a deformable sleeve, a mandrel connected in the upper part with the installation sleeve, and in the lower part through a shear ring with a nozzle with an internal cylindrical selection, a cap with a retaining ring and with with a screw and a cut-off element installed in the central channel in the zone of the adapter, while the cut-off element is made in the form of a plug, and the installation sleeve is with a circular selection, the adapter is equipped with a latch that interacts with the cut-off element with one end and the mandrel with the other , and after packing - with an annular selection of the installation sleeve.

Обоим вышеописанным устройствам присущи общие недостатки:Both of the above devices have common disadvantages:

во-первых, нет защиты от гидроударов, возникающих в посадочном инструменте при спуске, что может привести к несанкционированной посадке пакера;firstly, there is no protection against water hammers that occur in the landing tool during descent, which can lead to unauthorized landing of the packer;

во-вторых, низкая надежность посадки, так как при повышении давления внутри колонны труб, на которых спускается устройство в скважину, они вытягиваются и оказывают сдвигающее воздействие на устанавливаемый пакер.secondly, low reliability of the fit, since when the pressure inside the pipe string, on which the device is lowered into the well, increases, they are pulled and have a shear effect on the installed packer.

Наиболее близким по технической сущности и достигаемому результату к предлагаемому является «Пакер разбуриваемый» (см. свидетельство на полезную модель №28371, МПК 7 Е21В 33/12, Бюл. №8 от 20.03.2003), содержащий посадочный инструмент, включающий гидроцилиндр с поршнем, верхним и нижним штоками, один из которых выполнен с радиальными каналами, соединенный с патрубком, а последний - с упором, уплотнительный узел, включающий эластичную манжету, деформируемую гильзу и дорн с конически-цилиндрическими участками на наружной поверхности, соединенный в нижней части с насадкой, а сверху - с установочной втулкой, наконечник, установленный телескопически в дорне, ниппель, отсекающий клапан и заглушку со стопорным кольцом, при этом нижний торец упора выполнен со сферической кольцевой выборкой, обращенной к периферии и взаимодействующей в рабочем положении с деформируемой гильзой, причем наружный диаметр цилиндрических участков дорна увеличивается сверху вниз.The closest in technical essence and the achieved result to the proposed one is “Drillable packer” (see utility model certificate No. 28371, IPC 7 Е21В 33/12, Bull. No. 8 of 03/20/2003), containing a landing tool, including a hydraulic cylinder with a piston , the upper and lower rods, one of which is made with radial channels, connected to the pipe, and the last with a stop, a sealing assembly including an elastic cuff, a deformable sleeve and a mandrel with conical-cylindrical sections on the outer surface, connected to the bottom parts with a nozzle, and on top - with an installation sleeve, a tip mounted telescopically in the mandrel, a nipple, a shut-off valve and a plug with a locking ring, while the lower end of the stop is made with a spherical ring selection facing the periphery and interacting with the deformable in working position sleeve, and the outer diameter of the cylindrical sections of the mandrel increases from top to bottom.

Недостатками устройства являются:The disadvantages of the device are:

во-первых, возможна негерметичность отсекающего шарового клапана, из-за засорения седла в процессе спуска, что ведет к невозможности создания необходимого давления в колонне труб и, соответственно, в посадочном инструменте при посадке разбуриваемого пакера в скважине;firstly, leakage of the shut-off ball valve is possible due to clogging of the seat during descent, which makes it impossible to create the necessary pressure in the pipe string and, accordingly, in the planting tool when the drill packer is planted in the well;

во-вторых, дорн и гильза имеют несовершенную конструкцию формы, вследствии чего дорн прижимает гильзу к внутренним стенкам эксплуатационной колонны не равномерно по всей длине, что может привести к не герметичной посадке пакера в заданном интервале и/или к его «сползанию»;secondly, the mandrel and sleeve have an imperfect shape design, as a result of which the mandrel does not press the sleeve against the inner walls of the production casing uniformly over the entire length, which can lead to an impermeable packer landing in a given interval and / or to its “sliding”;

в-третьих, невозможно порционно посредством буферной жидкости, в качестве которой используется, например, пресная вода, закачать несколько типов растворов, например кислотный, полимерный, цементный.thirdly, it is impossible to inject several types of solutions, for example, acidic, polymer, cement, by means of a buffer liquid, which is used, for example, fresh water.

Технической задачей предлагаемого изобретения является исключение негерметичности отсекающего клапана при посадке пакера разбуриваемого в скважине и надежная фиксация пакера разбуриваемого в требуемом интервале скважины за счет изменения формы дорна и деформируемой гильзы, а также с возможностью порционной посредством буферной жидкости последовательной закачки нескольких типов растворов.The technical task of the invention is the elimination of leaks in the shut-off valve when landing the packer drilled in the well and reliable fixation of the packer drilled in the required interval of the well by changing the shape of the mandrel and deformable sleeve, as well as with the possibility of sequential injection of several types of solutions by means of a buffer fluid.

Техническая задача решается пакером разбуриваемым, содержащим посадочный инструмент, включающим гидроцилиндр с нижним упором, поршнем с переводником вверху, верхним и нижним штоками, последний из которых выполнен с радиальными каналами и жестко соединен через наконечник, имеющий технологические отверстия, с перфорированным ниппелем, уплотнительный узел, включающий манжету, деформируемую гильзу и дорн с расширяющим углом вверху, соединенный в нижней части при помощи насадки, через срезное кольцо - с наконечником и перфорированным ниппелем, который телескопически установлен в дорн, оснащенный наружными цилиндрическими участками, отсекающий клапан и заглушку, фиксируемую в насадке стопорным кольцом.The technical problem is solved by a drillable packer containing a landing tool, including a hydraulic cylinder with a lower stop, a piston with a sub at the top, upper and lower rods, the last of which is made with radial channels and rigidly connected through a tip having technological holes, with a perforated nipple, a sealing assembly, including a cuff, a deformable sleeve and a mandrel with an expanding angle at the top, connected to the bottom with a nozzle, through a shear ring - with a tip and a perforated nipple Lemma, which is telescopically mounted in the mandrel, equipped with outer cylindrical portion, and a seal valve cap, fixed in the nozzle retaining ring.

Новым является то, что наконечник телескопически вставлен непосредственно в деформируемую гильзу и нижний упор, относительно которого наконечник в транспортном положении зафиксирован срезным винтом, а отсекающий клапан выполнен в виде пробки с наружной кольцевой выборкой, герметично вставленной в наконечник и зафиксированной стопорами, которые вставлены в технологические отверстия наконечника с возможностью ограниченного перемещения наружу при разрушении срезного кольца и прохождении дорна, а также с возможностью взаимодействия в транспортном положении изнутри с кольцевой выборкой пробки, причем перфорированный ниппель выше перфорированного участка изнутри оснащен подпружиненным клапаном с седлом, пропускающим сверху вниз, при этом седло сверху выполнено наклонным к оси клапана.What is new is that the tip is telescopically inserted directly into the deformable sleeve and the lower stop, relative to which the tip is in the transport position fixed with a shear screw, and the shut-off valve is made in the form of a tube with an external ring sample, hermetically inserted into the tip and fixed with stoppers that are inserted into the technological holes of the tip with the possibility of limited movement outward when the shear ring is broken and the mandrel passes, and also with the possibility of interaction in transport position from the inside with an annular selection of cork, and the perforated nipple above the perforated section from the inside is equipped with a spring-loaded valve with a seat that passes from top to bottom, while the seat from above is made inclined to the valve axis.

На фиг.1 изображен пакер разбуриваемый в сборе с частичным продольным разрезом.Figure 1 shows the packer drilled complete with a partial longitudinal section.

На фиг.2 изображена в разрезе фиксация стопора в разбуриваемом пакере в транспортном положении.Figure 2 shows in section the fixation of the stopper in the drilled packer in the transport position.

Пакер разбуриваемый, содержит посадочный инструмент 1 (см. фиг.1), включающий гидроцилиндр 2 с нижним упором 3, поршнем 4 с переводником 5, верхним 6 и нижним 7 штоками. Нижний шток 7 снабжен радиальными каналами 8 и жестко соединен через наконечник 9, имеющий технологические отверстия 10 (см. фиг 2), с перфорированным (см. фиг.1) ниппелем 11, имеющим перфорированный участок 12.The packer is drilled, it contains a landing tool 1 (see Fig. 1), including a hydraulic cylinder 2 with a lower stop 3, a piston 4 with a sub 5, upper 6 and lower 7 rods. The lower rod 7 is provided with radial channels 8 and is rigidly connected through a tip 9 having technological holes 10 (see FIG. 2), with a perforated (see FIG. 1) nipple 11 having a perforated section 12.

Уплотнительный узел 13 включает манжету 14, деформируемую гильзу 15 и дорн 16 с расширяющимся углом вверху. Расширяющий угол дорна 16 составляет 20-25° относительно оси разбуриваемого пакера, что обеспечивает наиболее плотное (герметичное) взаимодействие уплотнительного элемента 13 раздорнированной деформируемой гильзы со стенками эксплуатационной колонны.The sealing assembly 13 includes a sleeve 14, a deformable sleeve 15 and a mandrel 16 with an expanding angle at the top. The expanding angle of the mandrel 16 is 20-25 ° relative to the axis of the drilled packer, which provides the most dense (tight) interaction of the sealing element 13 of the separated deformable sleeve with the walls of the production string.

Дорн 16 в нижней части при помощи насадки 17 через срезное кольцо 18 соединен с наконечником 9 и перфорированным ниппелем 11.The mandrel 16 in the lower part using the nozzle 17 through a shear ring 18 is connected to the tip 9 and the perforated nipple 11.

Перфорированный ниппель 11 телескопически установлен в дорн 16, оснащенный наружными цилиндрическими участками 19 и 20. Внутри наконечника 9 установлен отсекающий клапан 21, а перфорированный ниппель 11 снизу заглушен заглушкой 22 со стопорным кольцом 23.The perforated nipple 11 is telescopically mounted in the mandrel 16, equipped with outer cylindrical sections 19 and 20. Inside the tip 9, a shut-off valve 21 is installed, and the perforated nipple 11 is sealed from below by a plug 22 with a locking ring 23.

Наконечник 9 телескопически вставлен непосредственно в деформируемую гильзу 15 и в нижний упор 3, относительно которого наконечник 9 в транспортном положении зафиксирован срезным винтом 24.The tip 9 is telescopically inserted directly into the deformable sleeve 15 and into the lower stop 3, relative to which the tip 9 in the transport position is fixed with a shear screw 24.

Отсекающий клапан 21 выполнен в виде пробки с наружной кольцевой выборкой 25 (см. фиг.2), герметично вставленной в наконечник 9 (см. фиг.1 и 2) и зафиксированной стопорами 26, которые вставлены в технологические отверстия 10 наконечника 9 с возможностью ограниченного перемещения наружу при разрушении срезного кольца 18 (см. фиг.1) и прохождении дорна 16 (см. фиг.1 и 2), а также с возможностью взаимодействия в транспортном положении изнутри с кольцевой выборкой 25 пробки 21, а снаружи - с дорном 16, цилиндрические наружные участки 19 и 20 (см. фиг.1) которого выполнены одинакового диаметра, разделенными как минимум одной кольцевой проточкой 27 с фаской 28, обращенной в сторону уплотнительного узла 13. Внутренняя цилиндрическая поверхность 29 деформируемой гильзы 15 выполнена двухступенчатой с меньшим диаметром (D₁<D₂) вверху.The shut-off valve 21 is made in the form of a tube with an external annular selection 25 (see Fig. 2), hermetically inserted into the tip 9 (see Figs. 1 and 2) and fixed by stoppers 26, which are inserted into the technological holes 10 of the tip 9 with the possibility of limited moving outward when the shear ring 18 is destroyed (see Fig. 1) and the mandrel 16 passes (see Figs. 1 and 2), as well as with the possibility of interaction in the transport position from the inside with the annular selection 25 of the plug 21, and from the outside with the mandrel 16 , cylindrical outer sections 19 and 20 (see figure 1) which is performed of the same diameter, separated by at least one annular groove 27 with a chamfer 28 facing the sealing assembly 13. The inner cylindrical surface 29 of the deformable sleeve 15 is made two-stage with a smaller diameter (D ₁ <D ₂ ) at the top.

Перфорированный ниппель 11 выше перфорированного участка 12, то есть перфорированных окон 12, изнутри оснащен подпружиненным клапаном 30 с седлом 31, пропускающим сверху вниз, при этом седло 31 сверху выполнено наклонным поверхностью 32 к оси клапана 30. Несанкционированные перетоки жидкости исключены установкой уплотнительных колец 33, 34, 35, 36, 37.The perforated nipple 11 above the perforated section 12, that is, the perforated windows 12, is internally equipped with a spring-loaded valve 30 with a seat 31 passing from top to bottom, while the seat 31 is made from above by an inclined surface 32 to the axis of the valve 30. Unauthorized fluid flows are excluded by installing o-rings 33, 34, 35, 36, 37.

Устройство работает следующим образом.The device operates as follows.

Рассмотрим пример работы разбуриваемого пакера при ремонте скважины с целью изоляции пласта.Consider the example of the work of the drilled packer during the repair of the well in order to isolate the reservoir.

Пакер разбуриваемый в сборе с посадочным инструментом 1 спускают в скважину (на фиг.1 и 2 не показано) на колонне труб 38. Во время спуска возникают удары дорна 16 о внутренние стенки эксплуатационной колонны скважины (на фиг.1 и 2 не показано). Для исключения возможного перемещения дорна 16 относительно деформируемой гильзы 15 и несанкционированного срабатывания устройства установлен срезной винт 24, фиксирующий наконечник 9 относительно нижнего упора 3.The packer being drilled complete with the landing tool 1 is lowered into the well (not shown in FIGS. 1 and 2) on the pipe string 38. During the descent, the mandrel 16 hits the inner walls of the production casing (not shown in FIGS. 1 and 2). To exclude the possible movement of the mandrel 16 relative to the deformable sleeve 15 and unauthorized operation of the device, a shear screw 24 is installed, the fixing tip 9 relative to the lower stop 3.

По достижении интервала установки пакера разбуриваемого колонна труб 38 заполняется технологической жидкостью, после чего внутри колонны труб 38 создается избыточное давление, которое через верхний шток 6 и радиальные каналы 8 нижнего штока 7 передается в гидроцилиндр 2 и воздействует на поршень 4, который удерживается в начальном положении до достижения усилия разрушения срезного винта 24, при этом колонна труб 38 вытягивается под действием избыточного давления.Upon reaching the installation interval of the packer drilled pipe string 38 is filled with process fluid, after which inside the pipe string 38 creates excessive pressure, which through the upper rod 6 and the radial channels 8 of the lower rod 7 is transmitted to the hydraulic cylinder 2 and acts on the piston 4, which is held in its initial position until the shear screw 24 is destroyed, the pipe string 38 is pulled under excessive pressure.

После разрушения винтов 24 (например, при давлении 4-5 МПа) поршень 4 перемещается вверх относительно гидроцилиндра 2, увлекая за собой нижний шток 7, наконечник 9 с перфорированным ниппелем 11, дорн 16 через срезное кольцо 18 при помощи насадки 17, при этом деформируемая гильза 15 с манжетой 14 удерживаются нижним упором 3 на месте относительно эксплуатационной колонны (на фиг.1 и 2 не показано).After the destruction of the screws 24 (for example, at a pressure of 4-5 MPa), the piston 4 moves upward relative to the hydraulic cylinder 2, entraining the lower stem 7, the tip 9 with the perforated nipple 11, the mandrel 16 through the shear ring 18 with the help of the nozzle 17, while being deformed the sleeve 15 with the cuff 14 is held by the lower stop 3 in place relative to the production string (not shown in FIGS. 1 and 2).

В результате дорн 16 своим углом при вершине, равным 20-25°, входит в деформируемую гильзу 15, расширяя ее до плотного прилегания манжеты 14 к внутренним стенкам эксплуатационной колонны, причем сначала дорн 16 цилиндрическим участком 19 дорнирует по внутренней цилиндрической поверхности 29 деформируемую гильзу 15 на участке ее большего диаметра D₂, прижимая плотно манжету 14 к внутренним стенкам эксплуатационной колонны и далее по мере перемещения дорна 16 вверх благодаря кольцевой проточке 27 с фаской 28 этот же участок большего диаметра D₂ деформируемой гильзы 15 дорнирует цилиндрический участок 20 дорна 16, благодаря чему манжета 14 еще сильней прижимается к внутренним стенкам колонны.As a result, the mandrel 16 with its apex angle of 20-25 ° enters the deformable sleeve 15, expanding it to fit snugly on the sleeve 14 to the inner walls of the production string, and first, the mandrel 16 with a cylindrical section 19 drives the deformable sleeve 15 along the inner cylindrical surface 29 in the section of its larger diameter D ₂ , tightly pressing the cuff 14 against the inner walls of the production casing and then, as the mandrel 16 moves upward, thanks to the annular groove 27 with the chamfer 28, the same section of the larger diameter D _{2 of} deformation The sleeve 15 is turned over by the cylindrical section 20 of the mandrel 16, so that the cuff 14 is pressed even further against the inner walls of the column.

Дорнирование дорном 16 деформируемой гильзы 15 продолжается и уже дорн 16 своим углом при вершине, равным 20-25°, начинает дорнировать по внутренней цилиндрической поверхности 29 участок меньшего диаметра D₁ деформируемой гильзы 15, плотно прижимая манжету 14 к внутренним стенкам эксплуатационной колонны, и далее по мере перемещения дорна 16 вверх благодаря кольцевой проточке 27 с фаской 28 этот же участок большего диаметра D₁ деформируемой гильзы 15 дорнирует цилиндрический участок 20 дорна 16, благодаря чему манжета 14 еще сильней прижимается к внутренним стенкам скважины.Dorning by the mandrel 16 of the deformable sleeve 15 continues, and the mandrel 16, at its apex of 20-25 °, begins to mandrel on the inner cylindrical surface 29 a portion of the smaller diameter D _{1 of the} deformable sleeve 15, tightly pressing the cuff 14 against the inner walls of the production casing, and then as the mandrel 16 moves upward due to the annular groove 27 with the chamfer 28, the same portion of the larger diameter D _{1 of the} deformable sleeve 15 is turned over by the cylindrical portion 20 of the mandrel 16, so that the cuff 14 is pressed even further against the inner the lower walls of the well.

Дорнирование продолжается и в определенный момент наконечник 9 своим верхним торцом упирается в нижний торец гидроцилиндра 2, ограничивая дальнейшее перемещение дорна 16 вверх. Далее повышается давление внутри колонны труб 38 до разрушения срезного кольца 18 (например, 14-15 МПа), после чего происходит освобождение наконечника 9 с перфорированным ниппелем 11 от дорна 16. В результате наконечник 9 перемещается вверх относительно дорна 16 и стопоры 26, вставленные в технологические отверстия 10 наконечника 9, перемещаются наружу в сторону дорнируемой гильзы 15, так как выходят из взаимодействия с внутренними стенками дорна 16 и одновременно освобождаются от наружной кольцевой выборки 25 отсекающего клапана (пробки) 21, который падает в низ перфорированного ниппеля 11 на наклонную поверхность 32 седла 31 подпружиненного клапана 30. Отсекающий клапан (пробка) 21 скатывается по наклонной поверхности 32 седла 31 к внутренним стенкам перфорированного ниппеля 11.The dying continues and at some point, the tip 9 with its upper end abuts against the lower end of the hydraulic cylinder 2, restricting the further movement of the mandrel 16 up. Further, the pressure inside the pipe string 38 increases until the shear ring 18 (for example, 14-15 MPa) is destroyed, after which the tip 9 with the perforated nipple 11 is released from the mandrel 16. As a result, the nozzle 9 moves upward relative to the mandrel 16 and the stoppers 26 inserted into the technological holes 10 of the tip 9 are moved outward towards the sleeve to be annihilated 15, since they come out of interaction with the inner walls of the mandrel 16 and are simultaneously freed from the outer annular selection 25 of the shut-off valve (plug) 21, which presses into the bottom of the perforated nipple 11 on the inclined surface 32 of the seat 31 of the spring-loaded valve 30. The shut-off valve (plug) 21 rolls along the inclined surface 32 of the seat 31 to the inner walls of the perforated nipple 11.

Благодаря совершенной конструкции дорна 16 и деформируемой гильзы 15, которая выполнена двухступенчатой с меньшим диаметром (D₁<D₂), вверху, на месте расширения (перехода от D₂ к D₁) деформируемой гильзы 15, образуется конус из деформируемой гильзы 15, который дожимает манжету 14 к внутренним стенкам эксплуатационной колонны, гарантированно исключая «сползание» пакера с интервала установки при последующем проведении ремонтных работ.Due to the perfect design of the mandrel 16 and the deformable sleeve 15, which is made two-stage with a smaller diameter (D ₁ <D ₂ ), at the top, at the place of expansion (transition from D ₂ to D ₁ ) of the deformable sleeve 15, a cone is formed from the deformable sleeve 15, which presses the cuff 14 to the inner walls of the production string, guaranteed to exclude "sliding" of the packer from the installation interval during subsequent repair work.

Дорнирование происходит до тех пор, пока верхний шток 6 верхним торцом поршня 4 не упрется в нижний торец переводника 5 гидроцилиндра 2.Dorning occurs until the upper rod 6 with the upper end of the piston 4 abuts against the lower end of the sub 5 of the hydraulic cylinder 2.

В итоге открывается канал 39, позволяющий прохождение жидкости, закачиваемой с устья скважины (на фиг.1 и 2 не показано) по колонне труб 38 через обратный клапан 30, перфорированный участок 12 перфорированного ниппеля 11 под уплотнительный узел 13, например, в изолируемый пласт (на фиг.1, 2 не показано) в обход отсекающего клапана 21, находящегося у внутренних стенок перфорированного ниппеля 11.As a result, the channel 39 is opened, allowing the passage of fluid pumped from the wellhead (not shown in FIGS. 1 and 2) through the pipe string 38 through the check valve 30, the perforated section 12 of the perforated nipple 11 under the sealing assembly 13, for example, into an insulated formation ( figure 1, 2 is not shown) bypassing the shut-off valve 21 located at the inner walls of the perforated nipple 11.

После чего с устья скважины посредством насосного агрегата (на фиг.1, 2, 3 не показано) по колонне труб 38 через верхний 6, нижний 7 штоки, наконечник 9, канал 39, открывшийся под действием давления закачиваемой жидкости, подпружиненный клапан 30 и через перфорированный участок 12 перфорированного ниппеля 11 закачивают порцию кислотного раствора, например НСl, до достижения необходимой приемистости пласта, далее закачивают определенное количество буферной жидкости, после чего полимерной раствор, например водонабухающий полимер (ВНП). Далее через порцию буферной жидкости для закрепления полимерного раствора в пласте закачивают цементный раствор и продавливают его расчетным объемом технологической жидкости (на фиг.1, 2 не показано). Затем колонну труб 38 приподнимают, в результате чего заглушка 22 герметично устанавливается в дорн 16, а стопорное кольцо 23 насадки 17 фиксирует заглушку 22 за ее наружную кольцевую выборку 40. По достижении нагрузки, достаточной для разрушения срезных элементов 41, перфорированный ниппель 12 освобождается от заглушки 22 и посадочный инструмент 1 промывается.Then, from the wellhead by means of a pumping unit (not shown in FIGS. 1, 2, 3) through the pipe string 38 through the upper 6, lower 7 rods, tip 9, channel 39, which opened under the action of the pressure of the injected fluid, the spring-loaded valve 30 and through the perforated section 12 of the perforated nipple 11 injects a portion of an acid solution, for example, Hcl, to achieve the required injectivity of the formation, then a certain amount of buffer fluid is pumped, after which a polymer solution, for example, a water-swelling polymer (GNP). Next, a cement mortar is pumped through a portion of the buffer fluid to fix the polymer solution in the formation and squeezed by the calculated volume of the process fluid (not shown in FIGS. 1, 2). Then the pipe string 38 is lifted, as a result of which the plug 22 is hermetically installed in the mandrel 16, and the snap ring 23 of the nozzle 17 fixes the plug 22 for its outer annular selection 40. Upon reaching the load sufficient to destroy the shear elements 41, the perforated nipple 12 is released from the plug 22 and the landing tool 1 is flushed.

По завершении всех технологических операций устройство за исключением уплотнительного узла 13 с насадкой 17 и заглушкой 22 извлекают из скважины. При этом все оставляемые в скважине детали устройства выполнены из легкоразбуриваемых материалов (например, чугун, алюминий и т.п.).Upon completion of all technological operations, the device with the exception of the sealing assembly 13 with the nozzle 17 and the plug 22 is removed from the well. In this case, all device parts left in the well are made of easily drilled materials (for example, cast iron, aluminum, etc.).

Применение пакера разбуриваемого благодаря усовершенствованной конструкции дорна, у которого расширяющий угол составляет 20-25° относительно оси пакера, а наружные участки выполнены одинакового диаметра, разделенные как минимум одной кольцевой проточкой с фаской, позволяет дважды за один проход дорна дорнировать расширяемую гильзу, которая, в свою очередь, выполнена двухступенчатой с меньшим диаметром (D₁<D₂) вверху, что позволяет получить конус, который дожимает манжету к стенкам эксплуатационной колонны, что в свою очередь позволяет повысить надежность посадки разбуриваемого пакера в заданном интервале скважины и исключить его «сползание», а также благодаря конструкции отсекающего клапана, выполненного в виде пробки, исключить его негерметичность.The use of a packer drilled due to the improved design of the mandrel, in which the expanding angle is 20-25 ° relative to the axis of the packer, and the outer sections are made of the same diameter, separated by at least one annular groove with a bevel, allows the mandrel to be doubled twice in one pass, which, in in turn, it is made two-stage with a smaller diameter (D ₁ <D ₂ ) at the top, which allows you to get a cone, which compresses the cuff to the walls of the production string, which in turn allows you to to increase the reliability of landing drilled packer in a predetermined interval of the well and to eliminate its "sliding", and also due to the design of the shut-off valve, made in the form of plugs, to eliminate its leakage.

Кроме того, наличие подпружиненного клапана в конструкции разбуриваемого пакера позволяет производить порционную закачку последовательно нескольких типов растворов под избыточным давлением.In addition, the presence of a spring-loaded valve in the design of the drilled packer allows batch injection of several types of solutions sequentially under excess pressure.

Claims

A drillable packer containing a landing tool, including a hydraulic cylinder with a lower stop, a piston with a sub at the top, upper and lower rods, the last of which is made with radial channels and rigidly connected through a tip having technological holes with a perforated nipple, a sealing assembly including a cuff, deformable sleeve and mandrel with an expanding angle at the top, connected at the bottom with a nozzle, through a shear ring - with a tip and a perforated nipple, which is telescopically mounted mounted in a mandrel equipped with external cylindrical sections, a shut-off valve and a plug fixed in the nozzle by a retaining ring, characterized in that the tip is telescopically inserted directly into the deformable sleeve and the lower stop, relative to which the tip is fixed with a shear screw in the transport position and the shut-off valve is made in in the form of a stopper with an outer ring sample, hermetically inserted into the tip and fixed by stoppers that are inserted into the technological holes of the tip with the possibility of limited movement outward when the shear ring is broken and the mandrel passes, and also with the possibility of interacting in the transport position from the inside with the annular cork sample, the perforated nipple above the perforated section from the inside is equipped with a spring-loaded valve with a seat that passes from top to bottom, while the saddle from above is made oblique to valve axis.