RU2453679C1 - Mechanical packer - Google Patents
Mechanical packer Download PDFInfo
- Publication number
- RU2453679C1 RU2453679C1 RU2011100718/03A RU2011100718A RU2453679C1 RU 2453679 C1 RU2453679 C1 RU 2453679C1 RU 2011100718/03 A RU2011100718/03 A RU 2011100718/03A RU 2011100718 A RU2011100718 A RU 2011100718A RU 2453679 C1 RU2453679 C1 RU 2453679C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- barrel
- cone
- shell
- packer
- guide pin
- Prior art date
Links
Images
Landscapes
- Earth Drilling (AREA)
Abstract
Description
Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и может быть использовано при освоении и эксплуатации нефтяных и газовых скважин.The invention relates to the oil and gas industry and can be used in the development and operation of oil and gas wells.
Известен пакер, который содержит ствол с фигурными пазами на наружной поверхности, имеющими продольные прямые короткий и длинный участки. Со стволом жестко связана опора, под которой расположены нажимной уплотнительный элемент и конус. Конус установлен с возможностью осевого перемещения относительно ствола. На стволе с возможностью осевого перемещения установлена обойма. На обойме равномерно по ее окружности размещены шлипсы, поджимаемые в радиальном направлении относительно обоймы пружиной и в средней части удерживаемые ограничителем. Нижняя часть шлипсов выполнена в виде направляющего кулачка. Кольцо выполнено разъемным и установлено в нижней части обоймы с возможностью радиального вращения относительно последней, но жестко связанное с ней в осевом направлении. На внутренней поверхности кольца выполнена канавка прямоугольного профиля, а на наружной поверхности обоймы в виде отдельных секторов выполнены буртики прямоугольного профиля. Буртики с канавкой образуют пару скольжения и дополнительно играют роль очистки канавки от шлама. Во внутренней части кольца вдоль одной оси, перпендикулярно оси пакера, жестко, по посадке с натягом, установлены два диаметрально противоположных направляющих штифта. На стволе выполнены наклонные участки и прямые участки. Каждый прямой участок против часовой стрелки переходит в наклонный, который, в свою очередь, примыкает к следующему прямому участку под острым углом. В торце кольца выполнена выемка для фиксации заходных направляющих кулачков (патент РФ №2209927, МПК Е21В 33/12, опубл. 10.08.2003 г.).Known packer, which contains a barrel with curly grooves on the outer surface, having longitudinal straight short and long sections. A support is rigidly connected to the barrel, under which a pressure sealing element and a cone are located. The cone is mounted with the possibility of axial movement relative to the barrel. On the barrel with the possibility of axial movement of the clip. Slips are evenly spaced on the cage along its circumference, which are pressed in the radial direction relative to the cage by a spring and in the middle part are held by a limiter. The lower part of the slips is made in the form of a guide cam. The ring is detachable and mounted in the lower part of the cage with the possibility of radial rotation relative to the latter, but rigidly connected with it in the axial direction. A groove of a rectangular profile is made on the inner surface of the ring, and on the outer surface of the cage in the form of separate sectors, flanges of a rectangular profile are made. The beads with a groove form a slip pair and additionally play the role of cleaning the groove from sludge. In the inner part of the ring along one axis, perpendicular to the axis of the packer, two diametrically opposite guide rails of the pin are rigidly installed along the interference fit. On the trunk inclined sections and straight sections are made. Each straight section goes counterclockwise into an inclined one, which, in turn, is adjacent to the next straight section at an acute angle. A recess is made at the end of the ring for fixing the input cam guides (RF patent No. 2209927, IPC ЕВВ 33/12, publ. 08/10/2003).
Наиболее близким к предложенному является механический пакер, состоящий из ствола с фигурным пазом на наружной поверхности с продольными короткими и длинными участками. Со стволом жестко связана опора. Под ней расположены уплотнительный элемент и конус с равномерно расположенными по его окружности наклонными плоскими гранями. Конус установлен с возможностью осевого перемещения относительно ствола, зафиксирован относительно ствола в радиальном направлении шпонкой. Под конусом с возможностью осевого перемещения относительно ствола установлена обойма, в которой равномерно по ее окружности размещены зубчатые шлипсы, поджатые пружинами к стволу, внутренние поверхности которых выполнены в виде наклонных плоских граней. В обойме установлен направляющий штифт, размещенный в фигурном пазе ствола. Наклонные плоские грани зубчатых шлипсов параллельны наклонным плоским граням конуса при их контакте. В нижней части обоймы установлено кольцо. Оно выполнено с возможностью радиального вращения относительно обоймы, но жестко связано с обоймой в осевом направлении (патент РФ №2232869, МПК Е21В 33/12, опубл. 20.07.2004 г.).Closest to the proposed is a mechanical packer, consisting of a barrel with a curly groove on the outer surface with longitudinal short and long sections. A support is rigidly connected to the trunk. Under it there is a sealing element and a cone with inclined flat faces evenly spaced around its circumference. The cone is mounted with the possibility of axial movement relative to the barrel, fixed relative to the barrel in the radial direction by a key. Under the cone with the possibility of axial movement relative to the barrel, a cage is installed in which toothed slips are placed evenly around its circumference, pressed by springs to the barrel, the inner surfaces of which are made in the form of inclined flat faces. A guide pin is installed in the ferrule, located in the curly groove of the barrel. The inclined flat faces of the toothed slips are parallel to the inclined flat faces of the cone upon contact. A ring is installed at the bottom of the clip. It is made with the possibility of radial rotation relative to the cage, but is rigidly connected with the cage in the axial direction (RF patent No. 2232869, IPC ЕВВ 33/12, publ. July 20, 2004).
Недостатком известных устройств является низкая надежность в работе ввиду того, что шлипсы недостаточно защищены от контакта со стенками эксплуатационной колонны наклонной или горизонтальной скважины при движении пакера по ней, что приводит к их преждевременному износу, поломке пружин, поджимающих центраторы, приводит к недостаточному контакту центраторов с эксплуатационной колонной, что может привести к невозможности установки пакера, также два противоположных направляющих штифта могут заклинивать в фигурных пазах, при их неточном изготовлении. Кроме того, известные конструкции пакеров технологически сложны и трудоемки в изготовлении.A disadvantage of the known devices is the low reliability due to the fact that the slips are not sufficiently protected from contact with the walls of the production casing of an inclined or horizontal well while the packer is moving along it, which leads to their premature wear, breakage of the springs pressing the centralizers, leads to insufficient contact of the centralizers with production casing, which can lead to the inability to install the packer, also two opposite guide pins can jam in the figured grooves, if they are inaccurate manufacture. In addition, the well-known designs of packers are technologically complex and laborious to manufacture.
Задачей, на решение которой направлено предлагаемое изобретение, является повышение надежности и эффективности работы пакера в процессе его установки, эксплуатации и демонтажа в нефтяных и газовых скважинах.The task to which the invention is directed is to increase the reliability and efficiency of the packer during its installation, operation and dismantling in oil and gas wells.
Положительный эффект от применения пакера в скважинах заключается в сокращении количества аварий, увеличении его срока службы, в росте межремонтного периода скважин и соответственно увеличении добычи флюида.The positive effect of the use of the packer in wells is to reduce the number of accidents, increase its service life, increase the well overhaul period and, accordingly, increase fluid production.
Технический результат достигается за счет исключения контактов шлипсов со стенкой эксплуатационной колонны, исключения аварийных ситуаций из-за поломки пружин центраторов и заклинивания фиксаторов, а так же снижения трудоемкости изготовления пакера и соответственно его цены при сохранении высоких эксплуатационных качеств и надежности.The technical result is achieved by eliminating the contacts of the slips with the wall of the production casing, eliminating emergency situations due to breakage of the centralizer springs and jamming of the clamps, as well as reducing the complexity of manufacturing the packer and, accordingly, its price while maintaining high performance and reliability.
Поставленая задача решается механическим пакером, содержащим ствол с фигурным пазом на наружной поверхности с продольными короткими и длинными участками, жестко связанную со стволом опору, расположенные под ней с возможностью осевого перемещения относительно ствола уплотнительный элемент, конус и обойму, в которой установлены равномерно по ее окружности зубчатые шлипсы, кольцо, установленное в нижней части обоймы с возможностью радиального вращения относительно обоймы, но жестко связанное с ней в осевом направлении, причем обойма зафиксирована относительно ствола в радиальном направлении, зубчатые шлипсы пружинами поджаты к стволу и расположены таким образом, что при контакте с конусом их наклонные плоские грани параллельны наклонным плоским граням конуса, а направляющий штифт размещен в фигурном пазе, в котором в отличие от прототипа зубчатые шлипсы помещены в кожух, который закреплен на обойме, имеющей в своей средней части пазы, в которых расположены центраторы с пружинами, закрепленные в обойме верхней и нижней крышками, причем под нижней крышкой расположено разрезное кольцо, на котором установлен направляющий штифт.The problem is solved by a mechanical packer containing a barrel with a figured groove on the outer surface with longitudinal short and long sections, a support rigidly connected to the barrel, a sealing element located under it with the possibility of axial movement relative to the barrel, a cone and a holder, in which they are mounted uniformly around its circumference toothed slips, a ring mounted in the lower part of the cage with the possibility of radial rotation relative to the cage, but rigidly connected with it in the axial direction, ixed relative to the barrel in the radial direction, the toothed slips are spring-loaded to the barrel and arranged so that upon contact with the cone their inclined flat faces are parallel to the inclined flat faces of the cone, and the guide pin is placed in a figured groove in which, in contrast to the prototype, the toothed slips are placed in the casing, which is fixed on a cage, having in its middle part grooves in which centralizers with springs are located, fixed in a cage of upper and lower covers, and under the lower cover there is a carved ring on which the guide pin is mounted.
Согласно изобретению ствол механического пакера может быть выполнен из двух частей - верхней и нижней, соединенных посредством резьбового соединения, причем нижний ствол по наружному диаметру больше верхнего и в месте соединения образует бурт, ограничивающий перемещение конуса вниз по стволу.According to the invention, the barrel of the mechanical packer can be made of two parts - the upper and lower, connected by a threaded connection, the lower barrel being larger in diameter than the upper one and forming a shoulder at the connection point, restricting the cone from moving down the barrel.
Согласно изобретению каждый центратор пакера может содержать три пружины.According to the invention, each packer centralizer may comprise three springs.
Согласно изобретению опора может быть образована прикрепленной к верхней части ствола муфтой и связанной с ней резьбовым соединением гайкой.According to the invention, the support can be formed by a coupling attached to the upper part of the barrel and a nut connected to it by a threaded connection.
Согласно изобретению уплотнительный элемент пакера может быть образован тремя уплотнительными манжетами.According to the invention, the packer sealing element may be formed by three sealing cuffs.
Согласно изобретению обойма пакера может иметь в своей нижней части кольцевую наружную канавку с возможностью взаимодействия с кольцевым внутренним буртом разрезного кольца.According to the invention, the packer ring may have an annular outer groove in its lower part so as to interact with the annular inner shoulder of the split ring.
Цель изобретения достигается благодаря следующему.The purpose of the invention is achieved due to the following.
Шлипсы помещены в кожух, исключающий соприкосновение шлипсов со стенками эксплуатационной колонны при движении пакера по скважине.The slips are placed in a casing, which excludes the contact of the slips with the walls of the production string when the packer moves along the well.
Каждый центратор имеет три пружины, жесткость каждой из которых ниже, чем жесткость пружин у прототипов. Это позволяет расширить диапазон применения пакера в эксплуатационных колоннах с разной толщиной стенки, снижая вероятность поломки пружин и обеспечивая необходимое усилие прижатия центраторов к эксплуатационной колонне.Each centralizer has three springs, the stiffness of each of which is lower than the stiffness of the springs of the prototypes. This allows you to expand the range of use of the packer in production casing with different wall thickness, reducing the likelihood of spring breakage and providing the necessary force to press the centralizers to the production casing.
Нижняя крышка, ограничивающая радиальное перемещение центраторов изготовлена отдельно от разрезного кольца. Такая конструкция позволяет не допустить заклинивание, исключающее вращение разрезного кольца с фиксатором относительно центраторов при попадании в зазор между центраторами и разъемным кольцом шлама.The bottom cover restricting the radial movement of the centralizers is made separately from the split ring. This design allows you to prevent jamming, which excludes the rotation of the split ring with a retainer relative to the centralizers when falling into the gap between the centralizers and the split ring of sludge.
Фигурный паз на поверхности нижнего ствола имеет минимальную площадь, необходимую для обеспечения надежной работы пакера. Сечение ствола позволяет выдерживать повышенные нагрузки при осложнениях со срывом пакера. Паз расположен на стволе с равномерным расположением двух длинных (рабочих) вертикальных участков и двух коротких (транспортных) вертикальных участков, которые соединены между собой двумя наклонными участками, расположенными под острым углом к вертикали, и очень короткими вертикальными (переходными) участками.The figured groove on the surface of the lower barrel has the minimum area necessary to ensure reliable operation of the packer. The trunk section allows you to withstand increased loads in case of complications with a packer breakdown. The groove is located on the trunk with a uniform arrangement of two long (working) vertical sections and two short (transport) vertical sections, which are interconnected by two inclined sections located at an acute angle to the vertical, and very short vertical (transitional) sections.
Для еще большего усиления нижнего ствола применяется замкнутый фигурный паз, который состоит из длинного вертикального участка (рабочее положение) и короткого вертикального участка (транспортное положение). В нижней части вертикальные участки соединены выборкой, имеющей треугольную форму. Вершина треугольной выборки располагается на коротком вертикальном участке, и сторона, прилегающая к вершине, располагается вертикально, являясь продолжением наружного контура короткого вертикального участка. Сторона, прилегающая к вершине треугольной выборки с другой стороны, образует с коротким вертикальным участком острый угол, а с длинным - тупой. Основание треугольной выборки образует с длинным вертикальным участком острый угол, а с коротким - тупой. Верхнюю часть короткого вертикального участка завершает наклонный участок, расположенный к короткому вертикальному участку под острым углом. Верхняя часть наклонного участка располагается между коротким и длинным вертикальными участками и выполнена в виде треугольного уступа, одна сторона которого располагается вертикально, а вторая образует с длинным вертикальным участком острый угол. Между длинным и коротким вертикальными участками располагается выступ, выполненный в виде параллелограмма. Наружные вертикальные стороны выступа являются внутренними вертикальными сторонами короткого и длинного вертикальных участков. Верхняя сторона выступа примыкает к короткому вертикальному участку, образуя острый угол внутри параллелограмма. Нижняя сторона выступа является основанием треугольной выборки и образует с коротким вертикальным участком тупой угол внутри параллелограмма.To further strengthen the lower trunk, a closed figured groove is used, which consists of a long vertical section (working position) and a short vertical section (transport position). In the lower part, the vertical sections are connected by a selection having a triangular shape. The top of the triangular selection is located on a short vertical section, and the side adjacent to the top is located vertically, being a continuation of the outer contour of the short vertical section. The side adjacent to the apex of the triangular selection on the other hand forms an acute angle with a short vertical section, and a blunt one with a long section. The base of the triangular selection forms an acute angle with a long vertical section, and a dull angle with a short one. The upper part of the short vertical section is completed by an inclined section located at an acute angle to the short vertical section. The upper part of the inclined section is located between the short and long vertical sections and is made in the form of a triangular ledge, one side of which is located vertically, and the second forms an acute angle with the long vertical section. Between the long and short vertical sections is a protrusion made in the form of a parallelogram. The outer vertical sides of the protrusion are the inner vertical sides of the short and long vertical sections. The upper side of the protrusion is adjacent to a short vertical section, forming an acute angle inside the parallelogram. The lower side of the protrusion is the base of the triangular selection and forms with a short vertical section an obtuse angle inside the parallelogram.
Сущность изобретения и достижение указанного технического результата поясняются чертежами, где на фиг.1 изображен пакер механический в сборе; на фиг.2 - развертка кругового фигурного паза; на фиг.3 - развертка замкнутого паза.The invention and the achievement of the technical result are illustrated by drawings, where in Fig.1 shows a mechanical packer assembly; figure 2 - scan circular curly groove; figure 3 - scan closed groove.
Пакер механический состоит из нижнего 1 и верхнего 2 стволов, соединенных посредством резьбового соединения, нижний 1 ствол по наружному диаметру больше верхнего 2 и в месте соединения образует бурт. Сверху к верхнему стволу 2 посредством резьбового соединения прикреплена муфта 3, к которой посредством резьбового соединения присоединена гайка 4. Вместе с муфтой 3 они образуют опору для манжет уплотнительных 5, которые располагаются на верхнем стволе ниже гайки 4. Ниже манжет уплотнительных 5 располагается конус 6. Перемещение конуса по верхнему стволу ограничено вниз - буртом нижнего ствола, вверх - манжетами уплотнительными 5. На нижний ствол 1 надет якорный узел, основу которого составляет обойма 7. Сверху на обойму 7 посредством резьбового соединения прикреплен кожух 8. В кожухе равномерно располагаются шлипсы 9, прижатые к нижнему стволу пружинами 10, при таком положении исключается возможность соприкосновения шлипсов 9 со стенками эксплуатационной колонны при любом ее расположении. В средней части обоймы 7 равномерно выполнены продольные пазы, в которых располагаются центраторы 11, которые пружинами 12 прижимаются к стенкам эксплуатационной колонны. Центраторы 11 удерживаются в корпусе крышками: верхней 13 и нижней 14. В нижней части корпуса устанавливается кольцо разрезное 15, которое взаимодействует с кольцевой наружной канавкой корпуса кольцевым внутренним буртом. Такое соединение позволяет кольцу разрезному 15 вращаться относительно обоймы 7, имея возможность продольного перемещения только совместно с ней. На кольце разрезном 15 посредством резьбового соединения установлен направляющий штифт 16, внутренний конец которого постоянно находится в фигурном пазу, образуя таким образом командный аппарат якорного узла. Такая конструкция позволяет посредством осевых перемещений стволов 1 и 2 обеспечивать якорному узлу транспортное или рабочее положение.The mechanical packer consists of the lower 1 and upper 2 trunks connected by means of a threaded connection, the lower 1 trunk in outer diameter is larger than the upper 2 and forms a collar at the junction. A coupling 3 is attached to the upper barrel 2 by means of a threaded connection from above. A nut 4 is connected by means of a threaded connection. Together with the coupling 3, they form a support for the sealing cuffs 5, which are located on the upper barrel below the nut 4. A cone 6 is located below the sealing cuffs 5. The movement of the cone along the upper trunk is limited downward by the collar of the lower trunk, upward by sealing cuffs 5. An anchor unit is put on the lower barrel 1, the base of which is a holder 7. From above, the holder 7 is threaded of the compound is attached a casing 8. The casing slips 9 are arranged uniformly pressed against the lower trunk of the springs 10, in such a situation is excluded the possibility of contact with the walls 9 slips production string at any of its location. In the middle part of the casing 7, longitudinal grooves are uniformly made, in which centralizers 11 are located, which are pressed by springs 12 against the walls of the production casing. The centralizers 11 are held in the housing by covers: upper 13 and lower 14. A split ring 15 is installed in the lower part of the housing, which interacts with the annular outer groove of the housing by an annular inner shoulder. Such a connection allows the split ring 15 to rotate relative to the holder 7, having the possibility of longitudinal movement only together with it. A guide pin 16 is mounted on the split ring 15 by means of a threaded connection, the inner end of which is constantly in the figured groove, thus forming the command unit of the anchor assembly. This design allows through axial movements of the trunks 1 and 2 to provide the anchor node transport or working position.
При применении замкнутого фигурного паза (фиг.3) пакер отличается от описанного конфигурацией фигурного паза.When using a closed figured groove (Fig. 3), the packer differs from that described by the configuration of the figured groove.
Механический пакер работает следующим образом.Mechanical packer works as follows.
1. Использование кругового фигурного паза (фиг.2).1. The use of a circular shaped groove (figure 2).
Перед спуском в скважину пакер находится в вертикальном положении (фиг.1), направляющий штифт 16 в фигурном пазу необходимо установить в точку А. Такое положение фиксатора в фигурном пазу обусловлено весом деталей якорного узла и необходимостью при спуске пакера обеспечить транспортное положение якорного узла. Спуск пакера в скважину осуществляется при помощи насосно-компрессорных труб (НКТ). При входе пакера в устье скважины центраторы 11 взаимодействуют со стенками эксплуатационной колонны и не дают возможности якорному узлу двигаться вниз до тех пор, пока совместное усилие пружин 12 не будет преодолено силой веса спускаемой колонны. Таким образом, якорный узел остановится при входе в эксплуатационную колонну скважины, а ствол 1 будет продолжать движение вниз. Направляющий штифт 16 будет передвигаться по очень короткому вертикальному участку I (фиг.2), далее по наклонному участку II и короткому вертикальному участку III до тех пор пока не попадет в точку Б. В этой точке перемещение ствола 1 относительно якорного узла прекратится, и они начнут совместное перемещение вниз. Одновременно пружины 12 сожмутся, обеспечивая постоянный контакт центраторов 11 со стенками эксплуатационной колонны скважины. Такое положение деталей пакера будет сохраняться до установки спускаемой НКТ на клиновую подвеску устья скважины. После установки следующей спускаемой НКТ на предыдущую, колонну НКТ следует приподнять для снятия с клиновой подвески. При подъеме колонны НКТ происходит следующее: якорный узел, удерживаемый на стенках эксплуатационной колонны прижатыми к ней центраторами 11, будет оставаться на месте. Ствол 1 начнет перемещение вверх относительно стоящего на месте якорного узла. Одновременно направляющий штифт 16 будет двигаться вниз по короткому вертикальному участку III. Для обеспечения транспортного положения якорного узла такое перемещение можно продолжать только до точки В, при достижении которой следует начать спуск колонны НКТ. Перемещение колонны НКТ вверх при снятии ее с клиновой подвески составляет 100-200 мм. Спуск приведет к перемещению вниз ствола 1 относительно якорного узла. Такое перемещение будет продолжаться до тех пор, пока направляющий штифт 16 не достигнет точки Б. После этого ствол 1 и якорный узел начнут совместное перемещение вниз до установки очередной спускаемой НКТ на клиновую подвеску. Таким образом при перемещении пакера вниз направляющий штифт 16 будет перемещаться в коротком вертикальном участке III от точки Б до точки В, обеспечивая транспортное положение якорного узла. После достижения пакером планируемого интервала установки следует перевести якорный узел из транспортного положения в рабочее посредством следующих манипуляций: поднять колонну НКТ на высоту, равную или немного превышающую Нm (фиг.2). Одновременно с этим направляющий штифт 16 будет перемещаться по короткому вертикальному участку III, наклонному участку IV до достижения точки Г. После этого следует опустить колонну НКТ до установки (посадки) пакера. Одновременно направляющий штифт 16 будет перемещаться из точки Г по очень короткому вертикальному участку V, по наклонному участку VI и по длинному вертикальному участку VII, стремясь достигнуть точки Д. Детали пакера будут изменять свое положение следующим образом: стволы 1 и 2 будут перемещаться вниз относительно стоящего на месте якорного узла. Шлипсы 9, двигаясь по конусу 6, будут расходиться радиально и, сжимая пружины 10, приближаться к стенке эксплуатационной колонны скважины до врезания в нее. Одновременно якорное устройство и конус 6 остановятся и зафиксируются на стенке эксплуатационной колонны скважины. Муфта 3, гайка 4, ствол 2 продолжат движение вниз относительно остановившихся конуса и якорного узла, сжимая манжеты уплотнительные 5 до соприкосновения их со стенкой эксплуатационной колонны скважины. Это перемещение будет продолжаться до тех пор пока вес спускаемой колонны НКТ не сравняется с суммарными реактивными усилиями сил трения во всех сопряжениях и сил упругости манжет уплотнительных 5. После сжатия манжет уплотнительных внутреннее пространство эксплуатационной колонны скважины будет герметично разобщено на подпакерное и надпакерное.Before the descent into the well, the packer is in a vertical position (Fig. 1), the guide pin 16 in the figured groove must be installed at point A. This position of the latch in the figured groove is due to the weight of the parts of the anchor assembly and the need to ensure the transport position of the anchor assembly when lowering the packer. The descent of the packer into the well is carried out using tubing (tubing). When the packer enters the wellhead, the centralizers 11 interact with the walls of the production casing and do not allow the anchor assembly to move down until the combined force of the springs 12 is overcome by the weight of the casing. Thus, the anchor unit will stop at the entrance to the production casing of the well, and the barrel 1 will continue to move down. The guide pin 16 will move along a very short vertical section I (Fig. 2), then along an inclined section II and a short vertical section III until it reaches point B. At this point, the movement of the barrel 1 relative to the anchor node will stop, and they begin to move down together. At the same time, the springs 12 are compressed, providing constant contact of the centralizers 11 with the walls of the production casing of the well. This position of the packer parts will be maintained until the descent tubing is installed on the wedge suspension of the wellhead. After installing the next descent tubing to the previous one, the tubing string should be raised to remove from the wedge suspension. When lifting the tubing string, the following occurs: the anchor unit held on the walls of the production string by the centralizers 11 pressed to it will remain in place. The barrel 1 will begin to move upward relative to the anchor unit standing in place. At the same time, the guide pin 16 will move down a short vertical section III. To ensure the transport position of the anchor assembly, such movement can only be continued to point B, at which achievement the descent of the tubing string should begin. Moving the tubing string upwards when removing it from the wedge suspension is 100-200 mm. The descent will lead to a downward movement of the barrel 1 relative to the anchor node. This movement will continue until the guide pin 16 reaches point B. After that, the barrel 1 and the anchor unit will begin to move down together until the next lower tubing is mounted on the wedge suspension. Thus, when the packer moves down, the guide pin 16 will move in a short vertical section III from point B to point C, providing the transport position of the anchor assembly. After the packer reaches the planned installation interval, the anchor assembly should be moved from the transport position to the working position by the following manipulations: raise the tubing string to a height equal to or slightly higher than Hm (Fig. 2). At the same time, the guide pin 16 will move along the short vertical section III, the inclined section IV until the point G is reached. After that, the tubing string should be lowered until the packer is installed (planted). At the same time, the guide pin 16 will move from point G along a very short vertical section V, along the inclined section VI and along the long vertical section VII, trying to reach point D. The packer parts will change their position as follows: trunks 1 and 2 will move downward relative to the standing in place of the anchor node. Slips 9, moving along the cone 6, will diverge radially and, compressing the springs 10, will approach the wall of the production casing of the well before cutting into it. At the same time, the anchor device and cone 6 will stop and be fixed on the wall of the production casing of the well. Clutch 3, nut 4, barrel 2 will continue to move downward relative to the stopped cone and anchor assembly, compressing the sealing cuffs 5 until they come into contact with the wall of the production casing of the well. This movement will continue until the weight of the tubing string is equal to the total reactive forces of the friction forces in all joints and the elastic forces of the sealing collars 5. After compression of the sealing collars, the inner space of the production casing of the well will be hermetically divided into sub-packer and over-packer ones.
Для демонтажа пакера необходимо выполнить подъем спускаемой колонны НКТ. При этом будут происходить следующие перемещения деталей пакера: стволы 1 и 2, муфта 3, гайка 4 будут перемещаться вверх, манжеты уплотнительные 5 приходят в свое первоначальное положение. Это перемещение будет происходить до соприкосновения конуса с буртом нижнего ствола 1. После этого под действием пружин 10 шлипсы выйдут из соприкосновения со стенкой эксплуатационной колонны скважины и прижмутся к нижнему стволу 1. Одновременно направляющий штифт 16 будет перемещаться по длинному вертикальному участку фигурного паза VII, наклонному участку VIII до точки А'. После этого перемещение стволов 1 и 2 относительно якорного узла прекратится и начнется их совместное перемещение вверх до установки колонны НКТ на клиновую подвеску, которая сопровождается перемещением колонны НКТ вниз. Одновременно якорный узел фиксируется на эксплуатационной колонне при помощи центраторов 11, а стволы 1 и 2 перемещаются вниз. Одновременно направляющий штифт 16 из точки А' по очень короткому вертикальному участку I', наклонному участку II' переходит в короткий вертикальный участок III' и при дальнейшем подъеме колонны НКТ передвигается в нем от точки А' до точки В', обеспечивая транспортное положение якорного узла при перемещении пакера из скважины.To dismantle the packer, it is necessary to lift the tubing string. In this case, the following movements of the packer parts will occur: trunks 1 and 2, clutch 3, nut 4 will move upward, sealing cuffs 5 will return to their original position. This movement will occur until the cone contacts the collar of the lower barrel 1. After this, under the action of the springs 10, the slips will come out of contact with the wall of the production casing of the well and press against the lower barrel 1. At the same time, the guide pin 16 will move along the long vertical section of the figured groove VII, inclined section VIII to point A '. After that, the movement of the trunks 1 and 2 relative to the anchor node will stop and their joint movement up will begin until the tubing string is mounted on the wedge suspension, which is accompanied by the tubing string moving down. At the same time, the anchor assembly is fixed on the production casing using centralizers 11, and the trunks 1 and 2 are moved down. At the same time, the guide pin 16 from point A 'along a very short vertical section I', inclined section II 'goes into a short vertical section III' and with further lifting of the tubing string moves from point A 'to point B' in it, ensuring the transport position of the anchor unit when moving the packer from the well.
2. Использование замкнутого фигурного паза (фиг.3).2. The use of a closed curly groove (figure 3).
Перед спуском в скважину пакер находится в вертикальном положении (фиг.1), направляющий штифт 16 в фигурном пазу (фиг.3) устанавливается в точку А. Такое положение направляющего штифта в фигурном пазу обусловлено весом деталей якорного узла. Спуск пакера в скважину осуществляется при помощи насосно-компрессорных труб (НКТ). При входе пакера в устье скважины центраторы 11 взаимодействуют со стенками эксплуатационной колонны и не дают возможности якорному узлу перемещаться вниз до тех пор, пока совместное усилие пружин 12 не будет преодолено силой веса спускаемой колонны. Таким образом, якорный узел остановится при входе в эксплуатационную колонну скважины, а ствол 1 будет продолжать перемещение вниз. Одновременно направляющий штифт 16 будет передвигаться по короткому вертикальному участку I, далее по наклонному участку II до тех пор, пока не попадет в точку Б. В этой точке перемещение ствола 1 относительно якорного узла прекратится, и они начнут совместное перемещение вниз. При этом пружины 12 сожмутся, обеспечивая постоянный контакт центраторов 11 со стенками эксплуатационной колонны скважины. Такое положение деталей пакера будет сохраняться до установки спускаемой НКТ на клиновую подвеску. После установки следующей спускаемой НКТ на предыдущую колонну НКТ следует приподнять для снятия с клиновой подвески на высоту, равную или немного превышающую Нm (фиг.3), что обеспечит транспортное положение якорного узла. При подъеме колонны НКТ происходит следующее: якорный узел, удерживаемый на стенках эксплуатационной колонны прижатыми к ней центраторами 11, будет оставаться на месте. Ствол 1 начнет перемещение вверх относительно стоящего на месте якорного узла. Одновременно направляющий штифт 16 будет перемещаться относительно ствола 1 вниз до соприкосновения с выступом III в точке В, после чего направляющий штифт 16 будет перемещаться наклонно по верхней стороне выступа III, по длинному вертикальному участку IV, стороне нижней выборки, образующей с длинным пазом тупой угол до точки А. При последующем спуске колонны НКТ произойдет перемещение ствола 1 вниз относительно якорного узла. Такое перемещение будет продолжаться до тех пор, пока направляющий штифт 16 не достигнет точки Б. После этого ствол 1 и якорный узел начнут совместное перемещение вниз до установки очередной спускаемой НКТ на клиновую подвеску. Таким образом, при перемещении пакера вниз направляющий штифт 16 будет передвигаться в замкнутом контуре от точки Б по верхней стороне выступа, длинному вертикальному участку до точки А, далее по короткому вертикальному и наклонному участкам до точки Б, обеспечивая транспортное положение якорного узла. После достижения пакером планируемого интервала установки следует перевести нижний якорный узел из транспортного положения в рабочее посредством следующих манипуляций: поднять колонну НКТ на высоту, не превышающую Нр (фиг.3). Одновременно направляющий штифт 16 будет перемещаться из точки Б вниз до соприкосновения с выступом III, по верней стороне выступа III до длинного вертикального участка, по длинному вертикальному участку не ниже точки Г. Переключение из транспортного положения в рабочее может производиться от точки Е до точки Г. При расположении направляющего штифта между точками Е и Г следует опустить колонну НКТ до установки (посадки) пакера. Одновременно направляющий штифт 16 будет перемещаться вверх по длинному вертикальному участку IV, стремясь достигнуть точки Д. Детали пакера будут изменять свое положение следующим образом: стволы 1 и 2 будут перемещаться вниз относительно стоящего на месте якорного узла. Шлипсы 9, двигаясь по конусу 6, будут расходиться радиально и, сжимая пружины 10, приближаться к стенке эксплуатационной колонны скважины до врезания в нее. Одновременно якорное устройство и конус 6 остановятся и зафиксируются на стенке эксплуатационной колонны скважины. Муфта 3, гайка 4, ствол 2, манжеты продолжат перемещение вниз относительно остановившихся конуса и якорного узла, сжимая манжеты уплотнительные 5 до соприкосновения их со стенкой эксплуатационной колонны скважины. Это перемещение будет продолжаться до тех пор, пока вес спускаемой колонны НКТ не сравняется с суммарными реактивными усилиями сил трения во всех сопряжениях и сил упругости манжет уплотнительных 5. После сжатия манжет уплотнительных 5 внутреннее пространство эксплуатационной колонны скважины будет герметично разобщено на подпакерное и надпакерное.Before the descent into the well, the packer is in a vertical position (figure 1), the guide pin 16 in the figured groove (figure 3) is installed at point A. This position of the guide pin in the figured groove is due to the weight of the parts of the anchor assembly. The descent of the packer into the well is carried out using tubing (tubing). When the packer enters the wellhead, the centralizers 11 interact with the walls of the production casing and do not allow the anchor assembly to move down until the combined force of the springs 12 is overcome by the weight of the casing. Thus, the anchor unit will stop at the entrance to the production casing of the well, and the barrel 1 will continue to move down. At the same time, the guide pin 16 will move along the short vertical section I, then along the inclined section II until it reaches point B. At this point, the movement of the barrel 1 relative to the anchor assembly will stop and they will begin to move down together. In this case, the springs 12 are compressed, providing constant contact of the centralizers 11 with the walls of the production casing of the well. This position of the packer parts will be maintained until the descent tubing is installed on the wedge suspension. After installing the next descent tubing to the previous column, the tubing should be raised to remove from the wedge suspension to a height equal to or slightly higher than Hm (Fig. 3), which will ensure the transport position of the anchor assembly. When lifting the tubing string, the following occurs: the anchor unit held on the walls of the production string by the centralizers 11 pressed to it will remain in place. The barrel 1 will begin to move upward relative to the anchor unit standing in place. At the same time, the guide pin 16 will move downward relative to the barrel 1 until it contacts the protrusion III at point B, after which the guide pin 16 will move obliquely along the upper side of the protrusion III, along the long vertical section IV, the side of the lower selection, forming an obtuse angle with a long groove to point A. During the subsequent descent of the tubing string, the barrel 1 will move downward relative to the anchor node. This movement will continue until the guide pin 16 reaches point B. After that, the barrel 1 and the anchor unit will begin to move down together until the next lower tubing is mounted on the wedge suspension. Thus, when the packer moves downward, the guide pin 16 will move in a closed circuit from point B along the upper side of the protrusion, the long vertical section to point A, then along the short vertical and inclined sections to point B, ensuring the transport position of the anchor assembly. After the packer reaches the planned installation interval, the lower anchor assembly should be transferred from the transport position to the working one by the following manipulations: raise the tubing string to a height not exceeding Нр (Fig. 3). At the same time, the guide pin 16 will move from point B down to contact with the protrusion III, on the right side of the protrusion III to a long vertical section, along a long vertical section not lower than point G. Switching from the transport position to the working one can be made from point E to point G. When the guide pin is located between points E and G, the tubing string should be lowered before the packer is installed (planted). At the same time, the guide pin 16 will move upward along the long vertical section IV, trying to reach point D. The packer parts will change their position as follows: trunks 1 and 2 will move downward relative to the anchor unit in place. Slips 9, moving along the cone 6, will diverge radially and, compressing the springs 10, will approach the wall of the production casing of the well before cutting into it. At the same time, the anchor device and cone 6 will stop and be fixed on the wall of the production casing of the well. The coupling 3, the nut 4, the barrel 2, the cuffs will continue to move downward relative to the stopped cone and the anchor assembly, compressing the sealing cuffs 5 until they come into contact with the wall of the production casing of the well. This movement will continue until the weight of the tubing string being lowered is equal to the total reactive forces of the friction forces in all the mates and the elastic forces of the sealing cuffs 5. After compression of the sealing cuffs 5, the inner space of the production casing of the well will be hermetically divided into sub-packer and over-packer ones.
Для демонтажа пакера необходимо выполнить подъем спускаемой колонны НКТ. Одновременно будут происходить следующие перемещения деталей пакера: стволы 1 и 2, муфта 3, гайка 4 будут перемещаться вверх, манжеты уплотнительные 5 будут приходить в свое первоначальное положение. Это перемещение будет происходить до соприкосновения конуса с буртом нижнего ствола 1. После этого под действием пружин 10 освобожденные конусом 6 шлипсы 9 выйдут из соприкосновения со стенкой эксплуатационной колонны скважины и прижмутся к нижнему стволу 1. Одновременно направляющий штифт 16 будет перемещаться по длинному вертикальному участку IV наклонной части нижней выборки до точки А. После этого перемещение стволов 1 и 2 относительно якорного узла прекратится и начнется их совместное перемещение вверх до установки колонны НКТ на клиновую подвеску, которое сопровождается движением колонны НКТ вниз. Одновременно якорный узел фиксируется на эксплуатационной колонне при помощи центраторов 11, а стволы 1 и 2 перемещаются вниз. Одновременно направляющий штифт 16 будет перемещаться из точки А по короткому вертикальному участку I, наклонному участку II до точки Б, обеспечивая транспортное положение якорного узла при перемещении пакера из скважины.To dismantle the packer, it is necessary to lift the tubing string. At the same time, the following movements of the packer parts will occur: trunks 1 and 2, clutch 3, nut 4 will move up, sealing cuffs 5 will come to their original position. This movement will occur until the cone contacts the collar of the lower barrel 1. After this, under the action of the springs 10, the slips 9 released by the cone 6 come out of contact with the wall of the production casing of the well and press against the lower barrel 1. At the same time, the guide pin 16 will move along the long vertical section IV the inclined part of the lower sample to point A. After this, the movement of trunks 1 and 2 relative to the anchor node will stop and their joint movement will begin upward until the tubing string is installed on the wedge suspension, which is accompanied by the movement of the tubing string down. At the same time, the anchor assembly is fixed on the production casing using centralizers 11, and the trunks 1 and 2 are moved down. At the same time, the guide pin 16 will move from point A along a short vertical section I, inclined section II to point B, providing the transport position of the anchor unit when moving the packer from the well.
Предложенная конструкция пакера обеспечивает исключение контактов шлипсов со стенкой эксплуатационной колонны, исключение аварийных ситуаций из-за поломки пружин центраторов и заклинивания направляющих штифтов.The proposed design of the packer eliminates the contact of the slips with the wall of the production casing, eliminates emergency situations due to breakage of the centralizer springs and jamming of the guide pins.
Таким образом, изобретение позволяет повысить надежность и эффективность работы пакера в процессе его установки, эксплуатации и демонтажа в нефтяных и газовых скважинах.Thus, the invention improves the reliability and efficiency of the packer during its installation, operation and dismantling in oil and gas wells.
Claims (6)
Priority Applications (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
RU2011100718/03A RU2453679C1 (en) | 2011-01-12 | 2011-01-12 | Mechanical packer |
Applications Claiming Priority (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
RU2011100718/03A RU2453679C1 (en) | 2011-01-12 | 2011-01-12 | Mechanical packer |
Publications (1)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
RU2453679C1 true RU2453679C1 (en) | 2012-06-20 |
Family
ID=46681091
Family Applications (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
RU2011100718/03A RU2453679C1 (en) | 2011-01-12 | 2011-01-12 | Mechanical packer |
Country Status (1)
Country | Link |
---|---|
RU (1) | RU2453679C1 (en) |
Cited By (8)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
RU2517362C2 (en) * | 2012-09-12 | 2014-05-27 | Общество с ограниченной ответственностью Производственно-торговая фирма "НиГМаш" | Bidirectional mechanical packer |
CN104074487A (en) * | 2014-07-11 | 2014-10-01 | 中国石油大学(北京) | Packer |
RU2531688C1 (en) * | 2013-05-13 | 2014-10-27 | Общество с ограниченной ответственностью Научно-производственная фирма "Пакер" | Packer for open boreholes |
RU2532496C1 (en) * | 2013-08-27 | 2014-11-10 | Олег Сергеевич Николаев | Inertial mechanical packer |
RU2539468C1 (en) * | 2013-11-28 | 2015-01-20 | Общество с ограниченной ответственностью Производственно-торговая фирма "НиГМаш" | Bidirectional mechanical packer |
RU2540729C2 (en) * | 2013-09-25 | 2015-02-10 | Олег Сергеевич Николаев | Telescopic lock of mechanical anchor |
RU2686131C1 (en) * | 2018-10-04 | 2019-04-24 | Общество с ограниченной ответственностью Научно-производственная фирма "Пакер" | Tubing anchor |
CN114135247A (en) * | 2021-12-10 | 2022-03-04 | 中国石油化工股份有限公司 | Auxiliary device and method for developing well mouth heightening |
Citations (7)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
RU2101461C1 (en) * | 1996-03-12 | 1998-01-10 | Мирсат Мирсалимович Нагуманов | Packer |
RU2232869C2 (en) * | 2002-09-16 | 2004-07-20 | Шауфлер Андрей Владимирович | Mechanical packer |
RU2232870C1 (en) * | 2002-11-11 | 2004-07-20 | Шауфлер Андрей Владимирович | Mechanical packer |
RU47045U1 (en) * | 2005-05-05 | 2005-08-10 | Евстафьев Юрий Викторович | PACKER |
RU54392U1 (en) * | 2005-11-09 | 2006-06-27 | Закрытое акционерное общество завод "Измерон" | HOUR PACKER |
RU60605U1 (en) * | 2006-10-02 | 2007-01-27 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | PACKER FOR EXPRESSIVE WELLS |
CN201080804Y (en) * | 2007-08-06 | 2008-07-02 | 辽河石油勘探局 | Multifunctional wellhead pressure test packer |
-
2011
- 2011-01-12 RU RU2011100718/03A patent/RU2453679C1/en not_active IP Right Cessation
Patent Citations (7)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
RU2101461C1 (en) * | 1996-03-12 | 1998-01-10 | Мирсат Мирсалимович Нагуманов | Packer |
RU2232869C2 (en) * | 2002-09-16 | 2004-07-20 | Шауфлер Андрей Владимирович | Mechanical packer |
RU2232870C1 (en) * | 2002-11-11 | 2004-07-20 | Шауфлер Андрей Владимирович | Mechanical packer |
RU47045U1 (en) * | 2005-05-05 | 2005-08-10 | Евстафьев Юрий Викторович | PACKER |
RU54392U1 (en) * | 2005-11-09 | 2006-06-27 | Закрытое акционерное общество завод "Измерон" | HOUR PACKER |
RU60605U1 (en) * | 2006-10-02 | 2007-01-27 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | PACKER FOR EXPRESSIVE WELLS |
CN201080804Y (en) * | 2007-08-06 | 2008-07-02 | 辽河石油勘探局 | Multifunctional wellhead pressure test packer |
Cited By (9)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
RU2517362C2 (en) * | 2012-09-12 | 2014-05-27 | Общество с ограниченной ответственностью Производственно-торговая фирма "НиГМаш" | Bidirectional mechanical packer |
RU2531688C1 (en) * | 2013-05-13 | 2014-10-27 | Общество с ограниченной ответственностью Научно-производственная фирма "Пакер" | Packer for open boreholes |
RU2532496C1 (en) * | 2013-08-27 | 2014-11-10 | Олег Сергеевич Николаев | Inertial mechanical packer |
RU2540729C2 (en) * | 2013-09-25 | 2015-02-10 | Олег Сергеевич Николаев | Telescopic lock of mechanical anchor |
RU2539468C1 (en) * | 2013-11-28 | 2015-01-20 | Общество с ограниченной ответственностью Производственно-торговая фирма "НиГМаш" | Bidirectional mechanical packer |
CN104074487A (en) * | 2014-07-11 | 2014-10-01 | 中国石油大学(北京) | Packer |
RU2686131C1 (en) * | 2018-10-04 | 2019-04-24 | Общество с ограниченной ответственностью Научно-производственная фирма "Пакер" | Tubing anchor |
CN114135247A (en) * | 2021-12-10 | 2022-03-04 | 中国石油化工股份有限公司 | Auxiliary device and method for developing well mouth heightening |
CN114135247B (en) * | 2021-12-10 | 2024-02-02 | 中国石油化工股份有限公司 | Auxiliary device and method for developing well head heightening |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
RU2453679C1 (en) | Mechanical packer | |
RU2298639C1 (en) | Device for reservoirs separation inside well | |
RU191401U1 (en) | Mechanical packer | |
RU2470142C1 (en) | Packer (versions) | |
RU2539468C1 (en) | Bidirectional mechanical packer | |
RU83536U1 (en) | PACKER | |
RU116179U1 (en) | MECHANICAL ANCHOR PACKER | |
RU84052U1 (en) | DOUBLE ANCHOR MECHANICAL PACKER | |
RU2139408C1 (en) | Mechanical packer | |
RU2291946C1 (en) | Packer | |
RU2493353C1 (en) | Packer assembly | |
RU2358089C1 (en) | Packer | |
RU129985U1 (en) | PACKER | |
RU2291278C1 (en) | Packer | |
RU2532496C1 (en) | Inertial mechanical packer | |
RU2517362C2 (en) | Bidirectional mechanical packer | |
RU58155U1 (en) | DEVICE FOR RIPPING PIPES IN A WELL | |
RU2305752C1 (en) | Packer | |
RU55416U1 (en) | PACKER | |
RU30828U1 (en) | MECHANICAL PACKER BARREL | |
RU2232869C2 (en) | Mechanical packer | |
RU56936U1 (en) | PACKER | |
RU2301321C2 (en) | Anchor packer | |
RU45449U1 (en) | MECHANICAL PACKER | |
RU2686131C1 (en) | Tubing anchor |
Legal Events
Date | Code | Title | Description |
---|---|---|---|
MM4A | The patent is invalid due to non-payment of fees |
Effective date: 20210113 |