RU2471960C1

RU2471960C1 - Mechanical packer installed with tension, with reserve removal systems

Info

Publication number: RU2471960C1
Application number: RU2011134643/03A
Authority: RU
Inventors: Марат Хуснуллович Аминев; Александр Владимирович Лукин; Илгиз Ильдусович Галяветдинов; Салават Галимзянович Шайхиев
Original assignee: Общество с ограниченной ответственностью Научно-производственная фирма "Пакер"
Priority date: 2011-08-18
Filing date: 2011-08-18
Publication date: 2013-01-10

Abstract

FIELD: oil and gas industry.

SUBSTANCE: mechanical packer includes a stock with a shaped slot, sealing elements installed on stock, slips of mechanical anchor, and a cone interacting with slips. Bushing with a groove on inner surface is fixed relative to stock by means of a limit stop representing an annular sector in longitudinal section; external generatrix of annular sector of limit stop interacts with internal groove on bushing, and internal generatrix of limit stop contacts the seat for free fall ball. Body of limit stop is inserted in a through hole of stock, and seat is fixed inside stock by means of shear elements.

EFFECT: improving packer operating reliability, enlarging functional capabilities of the device, easy setting of packer in inclined, horizontal, deep wells, use with fibreglass, pumping-compressor, drilling or flexible pipes; providing reserve removal systems involving various packer removal methods.

4 cl, 2 dwg

Description

Изобретение относится к оборудованию для нефтегазодобывающей промышленности, в частности для герметичного разобщения интервалов обсадной колонны при эксплуатации и проведении различных технологических операций в нефтяных, газовых, газоконденсатных и нагнетательных скважинах.The invention relates to equipment for the oil and gas industry, in particular for tight separation of casing intervals during operation and various technological operations in oil, gas, gas condensate and injection wells.

Известны пакеры PAD-1 и MAD-1, принятые за аналоги предлагаемого изобретения. Пакер PAD-1 производства компании «Везерфорд» является съемным эксплуатационным пакером, управляемым подъемом колонны труб, с одним якорем. Применяется в неглубоких скважинах с низким давлением, нагнетательных скважинах, при обработке пласта, испытании колонн и других технологических операциях, связанных с воздействием давления на забой. Особенности известного пакера заключаются в том, что он имеет узел аварийного снятия вращением вправо, один пакерующий элемент, J-механизм (каталог продукции, Weatherford, 2005, стр.60; интернет-ссылка PAD-1 and PAD-1L Tension Packers:Known packers PAD-1 and MAD-1, adopted for analogues of the present invention. Weatherford PAD-1 Packer is a removable production packer controlled by a single pipe anchor. It is used in shallow wells with low pressure, injection wells, in the treatment of the formation, testing of the columns and other technological operations associated with the impact of pressure on the bottom. The features of the well-known packer are that it has an emergency removal unit by rotation to the right, one packing element, J-mechanism (product catalog, Weatherford, 2005, p. 60; Internet link PAD-1 and PAD-1L Tension Packers:

http://www.weatherforddirect.com/groups/public/documents/weatherforddirect/wft_direct_pad1.pdf)http://www.weatherforddirect.com/groups/public/documents/weatherforddirect/wft_direct_pad1.pdf)

Недостатками известного устройства являются невозможность его применения в скважинах с наклонно-направленной траекторией ствола и на больших глубинах, а также тот факт, что узел аварийного снятия работает от вращения вправо. В случае установки данного пакера на больших глубинах в наклонно-направленных и искривленных скважинах аварийное снятие вращением колонны будет затруднено из-за закручивания колонны труб в виде спирали и сильного трения колонны труб о стенки эксплуатационной колонны, что может повлиять на передачу крутящего момента от устья, где производят вращение, на устройство аварийного снятия.The disadvantages of the known device are the impossibility of its use in wells with an inclined directional trajectory of the barrel and at great depths, as well as the fact that the emergency removal unit operates from rotation to the right. If this packer is installed at great depths in directional and deviated wells, emergency removal of the string by rotation will be difficult due to the twisting of the pipe string in the form of a spiral and strong friction of the pipe string against the walls of the production string, which can affect the transmission of torque from the wellhead, where the rotation is made, to the emergency removal device.

Извлекаемый натяжной пакер MAD-1 (каталог продукции №6 «Пакеры и оборудование для заканчивания скважин» ООО «СМИТ ИНТЕРНЕШНЛ СИ-АЙ-ЭС», 2009, стр.9) применяют в случаях, когда установка механических пакеров, устанавливаемых разгрузкой колонны, невозможна. Пакер MAD-1 подходит для использования в неглубоких нагнетательных скважинах, где предпочтительно устанавливать рабочую колонну под натяжкой. Конструктивные особенности пакера MAD-1: неразъемный уплотнительный элемент, усиленные подвесные плашки с фрикционными колодками, полнопроходной шпиндель с большим внутренним диаметром, система разъединения с трехкратным резервированием для оптимальной извлекаемости. Установка: четверть оборота влево освобождает подвесные плашки, а прямая натяжка устанавливает плашки и уплотнительный элемент. Извлечение: необходимо повернуть колонну насосно-компрессорных труб на четверть оборота вправо с одновременной разгрузкой и активировать замковый механизм с J-образным пазом. После этого пакер может быть извлечен или переустановлен. Резервная регулируемая система со срезными шпильками дает возможность извлечь пакер при определенной силе натяжения. Третий метод разъединения обеспечивает возможность извлечения эксплуатационной колонны, если пакер не может быть извлечен другими методами, для этого на верхнем переводнике предусмотрена крупная левая резьба.Removable tension packer MAD-1 (product catalog No. 6 “Packers and equipment for completion of wells” LLC “SMITH INTERNATIONAL SI-ES”, 2009, p. 9) is used in cases where installation of mechanical packers installed by unloading the column is impossible . The MAD-1 packer is suitable for use in shallow injection wells, where it is preferable to install a work string under tension. Design features of the MAD-1 packer: one-piece sealing element, reinforced hanging dies with friction pads, full bore spindle with large internal diameter, disconnection system with three-fold redundancy for optimal retrievability. Installation: a quarter of a turn to the left releases the hanging dies, and a direct stretch sets the dies and the sealing element. Removal: it is necessary to turn the tubing string a quarter of a turn to the right with unloading and activate the locking mechanism with a J-shaped groove. After that, the packer can be removed or reinstalled. Redundant adjustable system with shear pins makes it possible to remove the packer at a certain tension force. The third method of separation provides the possibility of extracting the production casing if the packer cannot be removed by other methods, for this a large left thread is provided on the upper sub.

Недостатками пакера MAD-1 являются невозможность его применения в скважинах с наклонно-направленной траекторией ствола (установка пакера вращением колонны труб и натяжением, извлекается известный пакер вращением). Также одним из резервных методов извлечения пакера является отворот по крупной левой резьбе верхнего переводника, что не позволяет использовать его в глубоких и сильно искривленных наклонно-направленных скважинах.The disadvantages of the MAD-1 packer are the impossibility of its use in wells with an inclined directional trajectory of the trunk (installation of the packer by rotation of the pipe string and tension, the known packer is removed by rotation). Also one of the backup methods for extracting the packer is the laparound along the large left-hand thread of the upper sub, which does not allow its use in deep and highly curved deviated wells.

Также известен механический пакер, принятый за прототип, включающий в себя шток, имеющий продольный паз и по концам соединительную резьбу, установленные на штоке узлы герметизации и якорения, между которыми с возможностью продольного передвижения установлен конус. Втулка установлена на штоке с возможностью вращения и имеет систему фигурных пазов. Узел герметизации содержит выполненный из упругого материала уплотнительный элемент, облегающий шток с боковых сторон, и упор уплотнительного элемента. Якорный узел содержит цилиндрическую обойму с закрепленными на ней штифтами, которые входят в участки системы пазов втулки. Закрепленный на обойме штифт входит в продольный паз штока. На обойме закреплены подпружиненные шлипсы, снабженные зубьями и имеющие возможность отклоняться от штока в радиальном направлении для зацепления за внутренние стенки обсадной трубы (патент RU 2383714C2, МПК: E21B 33/12, приор. 12.12.2007, опубл. 10.03.2010).Also known is a mechanical packer adopted for the prototype, which includes a rod having a longitudinal groove and connecting threads at the ends, sealing and anchoring units mounted on the rod, between which a cone is mounted with the possibility of longitudinal movement. The sleeve is mounted on the rod with the possibility of rotation and has a system of curly grooves. The sealing unit contains a sealing element made of elastic material, fitting the rod on the sides, and a stop of the sealing element. The anchor assembly contains a cylindrical ferrule with pins fixed to it, which are included in the sections of the sleeve groove system. A pin secured to the clip enters the longitudinal groove of the stem. Spring-loaded slips are fixed on the cage, equipped with teeth and having the ability to deviate from the rod in the radial direction to engage the inner walls of the casing (patent RU 2383714C2, IPC: E21B 33/12, prior. 12.12.2007, publ. 10.03.2010).

Недостатком данного пакера является затрудненность его распакеровки. При разрушении одного из штифтов (штифта 15, который входит в прямолинейный продольный паз штока, или штифтов 16 и/или 17 внутри обоймы), конус будет находиться в контакте со шлипсами, зубья которых будут продолжать врезаться в стенки обсадной колонны, в этом случае извлечение пакера становиться практически невозможным. В случае возникновения осложнений или аварийных ситуаций, в конструкции известного пакера не предусмотрена резервная система извлечения.The disadvantage of this packer is the difficulty of unpacking it. If one of the pins is broken (pin 15, which enters the straight longitudinal groove of the rod, or pins 16 and / or 17 inside the cage), the cone will be in contact with the slips, the teeth of which will continue to cut into the walls of the casing, in this case, the extraction the packer becomes almost impossible. In the event of complications or emergencies, the backup packer is not provided for in the design of the known packer.

Техническим результатом предполагаемого изобретения является создание надежной конструкции разобщителя надпакерного и подпакерного межтрубного пространства, удерживающего перепад давления снизу вверх, который можно применять при проведении различных технологических операций, в том числе и с применением колтюбинговых установок; спускаемого в скважину любой глубины и кривизны на насосно-компрессорных, стеклопластиковых, бурильных или гибких трубах; устанавливаемого в обсадной колонне осевыми перемещениями и натяжением колонны труб, приводимого в транспортное положение перемещением колонны труб вниз; причем в предлагаемом в качестве изобретения пакере должна быть предусмотрена возможность аварийного разъединения от колонны труб без вращения колонны труб (несколько вариантов) и его дальнейшего извлечения с помощью стандартного ловильного инструмента.The technical result of the proposed invention is the creation of a reliable disconnector design of the over-packer and sub-packer annular spaces, which holds the pressure drop from the bottom up, which can be used in various technological operations, including with the use of coiled tubing units; lowered into the well of any depth and curvature on tubing, fiberglass, drill or flexible pipes; installed in the casing by axial movements and tension of the pipe string, brought into transport position by moving the pipe string down; moreover, the packer proposed as an invention should provide for the possibility of emergency disconnection from the pipe string without rotation of the pipe string (several options) and its further extraction using a standard fishing tool.

Поставленный технический результат достигается тем, что:The technical result is achieved in that:

- втулка с проточкой на внутренней поверхности фиксируется относительно штока при помощи упора, представляющего в профильном разрезе кольцевой сектор, внешняя образующая кольцевого сектора упора взаимодействует с внутренней проточкой на втулке, а внутренняя образующая упора контактирует с седлом под бросовый шар, при этом тело упора вставлено в сквозное отверстие штока, а седло зафиксировано внутри штока при помощи срезных элементов,- a sleeve with a groove on the inner surface is fixed with respect to the stem using a stop representing an annular sector in a profile section, the external generatrix of the annular sector of the stop interacts with the internal groove on the sleeve, and the internal generatrix of the stop contacts the seat under the throw ball, while the stop body is inserted into the through hole of the stem, and the seat is fixed inside the stem using shear elements,

- пакер содержит раздвижные опоры, выполненные в виде одинакового с обеих сторон по боковым поверхностям симметрично разрезанного из цилиндрической трубы конуса, опоры подпружинены в осевом направлении и взаимодействуют с конусом, установленным над уплотнительными элементами,- the packer contains sliding bearings made in the form of a cone that is identical on both sides along the lateral surfaces of a cone symmetrically cut from a cylindrical pipe, the bearings are axially spring loaded and interact with a cone mounted above the sealing elements,

- на нижнем конце штока пакера установлен переводник-центратор,- a centralizer sub is installed on the lower end of the packer rod,

- на верхнем конце штока установлена муфта разъемная гидравлическая, состоящая из телескопически соединенных верхнего и нижнего корпусов, полого подвижного поршня, фиксаторов и срезных элементов.- at the upper end of the rod, a detachable hydraulic coupling is installed, consisting of telescopically connected upper and lower bodies, a hollow movable piston, clamps and shear elements.

Эти решения позволяют обеспечить повышение надежности работы пакера, расширение функциональных возможностей устройства, легкую пакеровку в наклонных, горизонтальных, глубоких скважинах, применение со стеклопластиковыми, насосно-компрессорными или гибкими трубами, в случае возникновения аварийной ситуации существуют резервные системы извлечения пакера из скважины.These solutions make it possible to increase the reliability of the packer, expand the functionality of the device, easy packing in deviated, horizontal, deep wells, use with fiberglass, tubing or flexible pipes, in case of an emergency there are backup systems for extracting the packer from the well.

Изобретение поясняется чертежами. На фиг.1 изображен пакер в транспортном положении, на фиг.2 аксонометрическая проекция одной из деталей пакера - упора.The invention is illustrated by drawings. Figure 1 shows the packer in the transport position, figure 2 axonometric projection of one of the parts of the packer - emphasis.

Механический пакер (фиг.1) содержит шток 1, имеющий фигурный паз на наружной поверхности в верхней части, а в нижней части сквозные отверстия. Нижняя часть штока жестко соединяется с переводником-центратором 2, над которым установлена втулка 3 с проточкой на внутренней поверхности. Втулка 3 фиксируется относительно штока 1 при помощи упора 4, представляющего собой в профильном разрезе кольцевой сектор. Для понимания конфигурации упора аксонометрическая проекция данной детали изображена на фиг.2. Внешняя образующая кольцевого сектора упора 4 взаимодействует с внутренней проточкой на втулке 3 (фиг.1), а внутренняя образующая упора 4 контактирует с седлом 5 под бросовый шар, при этом тело упора 4 вставлено в сквозное отверстие штока 1. Седло 5 внутри штока 1 связано с ним срезными элементами 6, между деталями пакера 1 и 5 имеется уплотнение 7. Срезные элементы 6 блокируют возможность перемещения втулки 3 относительно штока 1. Проходной канал переводника-центратора 2 меньше внешнего диаметра седла 5 для того, чтобы при срезе элементов 6 седло 5 не выпало на забой скважины и его можно было извлечь вместе с пакером на поверхность. На шток 1 надеты уплотнительные элементы 8, подпираемые снизу втулкой 3, сверху конусом 9. Внутри кожуха 10 установлены раздвижные опоры 11, прижатые в осевом направлении к штоку 1 пружиной 12 через скошенное внутрь коническое кольцо 13. Раздвижные опоры 11 в утолщенной части выполнены в виде одинакового с обеих сторон по боковым поверхностям симметрично разрезанного из цилиндрической трубы конуса. Своей внутренней конической поверхностью раздвижные опоры 11 взаимодействуют с конусом 9. Над кожухом 10 размещены конус 14, плашки 15 механического якоря, кожух 16, корпус мех. якоря 17. Плашки 15 прижаты пружиной 18 через скошенное внутрь коническое кольцо 19. Планки 20 центратора постоянно прижимаются к стенке эксплуатационной колонны в скважине при помощи пружин 21. На штоке 1 установлена, с возможностью свободного вращения, втулка 22. Внутри втулки 22 размещен фиксатор 23, концевая часть которого находится в пазу, выполненном на наружной поверхности штока 1.The mechanical packer (figure 1) contains a rod 1 having a curly groove on the outer surface in the upper part, and through holes in the lower part. The lower part of the rod is rigidly connected to the sub-centralizer 2, over which a sleeve 3 is installed with a groove on the inner surface. The sleeve 3 is fixed relative to the rod 1 by means of a stop 4, which is an annular sector in a profile section. To understand the configuration of the stop axonometric projection of this part is shown in figure 2. The external generatrix of the annular sector of the stop 4 interacts with the internal groove on the sleeve 3 (Fig. 1), and the internal generatrix of the stop 4 contacts the saddle 5 under the throw ball, while the body of the stop 4 is inserted into the through hole of the rod 1. The saddle 5 inside the stem 1 is connected with it shear elements 6, between the parts of the packer 1 and 5 there is a seal 7. Shear elements 6 block the possibility of moving the sleeve 3 relative to the rod 1. The passage channel of the sub-centralizer 2 is smaller than the outer diameter of the seat 5 so that when the elements 6 are sheared, the saddle 5 does notfell to the bottom of the well and it could be removed along with the packer to the surface. Sealing elements 8 are put on the rod 1, supported by a sleeve 3 from below, by a cone from above 9. Sliding bearings 11 are installed inside the casing 10, axially pressed against the rod 1 by a spring 12 through an inwardly tapered ring 13. The sliding bearings 11 in the thickened part are made in the form identical on both sides along the side surfaces of a cone symmetrically cut from a cylindrical pipe. With their inner conical surface, the sliding supports 11 interact with the cone 9. Above the casing 10 there is a cone 14, dies 15 of a mechanical anchor, a casing 16, a fur case. anchors 17. The dies 15 are pressed by the spring 18 through the tapered ring 19. The centralizer bars 20 are constantly pressed against the wall of the production casing in the well by means of springs 21. A sleeve 22 is installed on the stem 1 with the possibility of free rotation. A lock 23 is placed inside the sleeve 22 , the end part of which is in a groove made on the outer surface of the rod 1.

Верхний конец штока 1 соединяется с муфтой разъемной гидравлической (МРГ). Возможно применение заявляемого пакера без МРГ. Муфта разъемная гидравлическая состоит из телескопически соединенных верхнего 25 и нижнего 24 корпусов. В МРГ вставлен полый подвижный поршень 26, фиксируемый от осевого перемещения срезными элементами 27. Нижний корпус 24 МРГ имеет окна, а в верхним корпусе 25 выполнена проточка для размещения фиксаторов 28. В верхнем корпусе 25 сквозные отверстия 29 перекрыты поршнем 26. Поршень имеет выступ в месте установки фиксаторов 28 в окнах корпуса 25, и над этим выступом проточку для освобождения фиксаторов 28 из зацепления с корпусом МРГ при сдвиге поршня 26 вниз. Верхний торец поршня 26 является посадочным седлом для бросового шара, необходимого для разъединения МРГ. Для передачи вращения колонны труб через МРГ между корпусами 24 и 25 выполнено шлицевое соединение.The upper end of the rod 1 is connected to a detachable hydraulic coupling (IWG). It is possible to use the inventive packer without IWG. The detachable hydraulic coupling consists of telescopically connected upper 25 and lower 24 cases. A hollow movable piston 26 is inserted into the IWG, which is fixed from axial movement by shear elements 27. The lower case 24 of the IWG has windows, and a groove is made in the upper case 25 to accommodate the latches 28. In the upper case 25, the through holes 29 are closed by the piston 26. The piston has a protrusion in the installation location of the latches 28 in the windows of the housing 25, and above this protrusion a groove for releasing the latches 28 from engagement with the housing of the IWG when the piston 26 is moved down. The upper end face of the piston 26 is the landing seat for the throwing ball required to separate the IWG. To transmit the rotation of the pipe string through the MEG between the bodies 24 and 25, a spline connection is made.

Механический пакер работает следующим образом. Он спускается в скважину вместе с необходимым скважинным оборудованием на стеклопластиковых, насосно-компрессорных, гибких или бурильных трубах. Производят манипуляции, заключающиеся в спуске пакера на определенную величину и его последующем натяжении. Конус 14, соприкасаясь с плашками 15, расклинивает их в радиальном направлении до зацепления со стенками эксплуатационной колонны. При дальнейшем натяжении колонны труб втулка 3, закрепленная на штоке 1, сжимает систему уплотнительный элемент 8 - конус 9. В процессе деформации уплотнительных элементов 8 при определенном значении осевой нагрузки, пружина 12 сжимается, и раздвижные опоры 11, передвигаясь по конусу 9, расходятся в радиальном направлении до диаметра обсадной колонны и перекрывают кольцевое пространство между конусом 9 и стенкой обсадной колонны. При этом уплотнительные элементы 8, воспринимая сжимающую осевую нагрузку, увеличиваются в радиальном направлении до диаметра эксплуатационной колонны, герметизируя межтрубное пространство.Mechanical packer works as follows. It goes down into the well together with the necessary downhole equipment on fiberglass, tubing, flexible or drill pipes. Perform manipulations consisting in lowering the packer by a certain amount and its subsequent tension. The cone 14, in contact with the dies 15, wedges them in the radial direction to mesh with the walls of the production string. With further tension of the pipe string, the sleeve 3, mounted on the stem 1, compresses the sealing element 8 - the cone 9. During the deformation of the sealing elements 8 at a certain value of the axial load, the spring 12 is compressed, and the sliding bearings 11 moving along the cone 9 diverge into radial direction to the diameter of the casing and overlap the annular space between the cone 9 and the wall of the casing. In this case, the sealing elements 8, perceiving the compressive axial load, increase in the radial direction to the diameter of the production string, sealing the annulus.

Для перевода пакера из рабочего положения в транспортное производят следующие действия. Создают нагружающее усилие на пакер весом колонны труб. При этом конус 14, двигаясь вниз, отходит от плашек 15, вследствие чего последние больше не прижимаются к стенкам эксплуатационной колонны. Затем приподнимают его вверх. Сжимающее усилие, действующее на уплотнительные элементы 8, снимается, и они восстанавливают исходную форму и размеры. Пакер на колонне труб поднимают на поверхность.To transfer the packer from the working position to the transport, perform the following actions. Create a loading force on the packer by the weight of the pipe string. In this case, the cone 14, moving downward, departs from the dies 15, as a result of which the latter are no longer pressed against the walls of the production casing. Then they lift it up. The compressive force acting on the sealing elements 8 is removed, and they restore their original shape and size. The packer on the pipe string is raised to the surface.

В случае возникновения необходимости перепосадки пакера на новом интервале приподнимают колонну труб, далее, по достижении необходимого интервала посадки, необходимо повторить описанный в предыдущем абзаце процесс, т.е. установить механический пакер натяжением колонны труб.If it becomes necessary to repacker the packer at a new interval, the pipe string is lifted, then, after reaching the necessary landing interval, it is necessary to repeat the process described in the previous paragraph, i.e. install a mechanical packer by tensioning the pipe string.

В случае возникновения осложнения, препятствующего распакеровке, в конструкции заявляемого пакера предусмотрены резервные системы извлечения:In the event of a complication that prevents unpacking, the design of the inventive packer provides backup extraction systems:

1) Сбросом шара в седло 5 и подачей трубного давления. При достижении определенного расчетного значения давления срезаются элементы 6, освободившийся упор 4 выходит из зацепления с втулкой 3, которая теперь имеет возможность перемещается по штоку 1 до соприкосновения с переводником-центратором 2, зажим уплотнительных элементов 8 ослабляется, конус 14 перемещаться вниз, вследствие чего плашки механического якоря 15 освобождаются и пакер может быть извлечен из скважины. Этот способ распакеровки может быть применен для сокращения времени на подъем пакера, если не требуется перепосадок в других интервалах скважины.1) By dumping the ball into the seat 5 and applying pipe pressure. When a certain calculated pressure value is reached, the elements 6 are cut off, the released stop 4 disengages from the sleeve 3, which now has the ability to move along the stem 1 until it contacts the sub-centralizer 2, the clamp of the sealing elements 8 is loosened, the cone 14 moves down, as a result of which the dies mechanical anchors 15 are released and the packer can be removed from the well. This method of unpacking can be applied to reduce the time for raising the packer, if transplanting is not required at other intervals of the well.

2) Если нет возможности создать давление в колонне труб из-за негерметичности резьбовых соединений или по иным причинам, производят натяжение колонны труб расчетной нагрузкой, превышающей вес труб, при этом упоры 4 срезаются и освободившаяся втулка 3 перемещается вниз, освобождая плашки 15 от зацепления с эксплуатационной колонной, после чего пакер может быть извлечен из скважины.2) If it is not possible to create pressure in the pipe string due to leaks in threaded joints or for other reasons, the pipe string is tensioned with a design load exceeding the weight of the pipes, while the stops 4 are cut off and the released sleeve 3 moves down, freeing the dies 15 from engaging with production casing, after which the packer can be removed from the well.

3) Третий резервный способ извлечения пакера заключается в отсоединении колонны труб от неосвобождающегося пакера по муфте разъемной гидравлической. Разъединение производят следующим образом. Бросают шар большего размера, чем шар, сбрасываемый в седло 5. После выдержки времени, достаточного для посадки шара в седло поршня 26, в колонне труб повышается давление до расчетной величины, необходимой для разъединения. В результате поршень 26, срезая элементы 27, переместится вниз, освобождая защелки 28. При натяжении колонны труб защелки 28 выйдут из зацепления с нижнем корпусом 24 и произойдет разъединение МРГ от оставляемого в скважине оборудования. После разъединения МРГ шар и детали муфты, кроме нижнего корпуса 24, поднимаются на поверхность. Дальнейшее извлечение пакера производится стандартным ловильным инструментом для колонны труб.3) A third backup method for extracting the packer is to disconnect the pipe string from the non-releasing packer through a detachable hydraulic sleeve. The separation is as follows. A larger ball is thrown than a ball discharged into the seat 5. After holding the time sufficient for the ball to fit into the piston seat 26, the pressure in the pipe string rises to the calculated value necessary for separation. As a result, the piston 26, cutting off the elements 27, will move downward, releasing the latches 28. When the pipe string is pulled, the latches 28 will disengage from the lower housing 24 and the IWG will be disconnected from the equipment left in the well. After disconnecting the IWG, the ball and clutch parts, except for the lower case 24, rise to the surface. Further retrieval of the packer is done by standard fishing tools for the pipe string.

Таким образом, благодаря применению нового устройства, возможны четыре различных способа распакеровки, что увеличивает надежность конструкции пакера, значительно повышает вероятность того, что извлечение пакера будет произведено успешно, при этом существенно расширяется возможность выбора наиболее подходящего варианта распакеровки для каждого конкретного случая. Изобретение позволяет производить легкую, безотказную пакеровку и распакеровку в наклонных, горизонтальных, глубоких скважинах с помощью гибких, насосно-компрессорных, бурильных или стеклопластиковых труб.Thus, thanks to the use of the new device, four different unpacking methods are possible, which increases the reliability of the packer design, significantly increases the likelihood that the packer will be removed successfully, while significantly expanding the possibility of choosing the most suitable unpacking option for each specific case. The invention allows for easy, trouble-free packing and unpacking in deviated, horizontal, deep wells using flexible, tubing, drill or fiberglass pipes.

Claims

1. A mechanical packer including a rod with a figured groove, sealing elements installed on the rod, dies of a mechanical anchor, a cone interacting with dies, characterized in that the sleeve with a groove on the inner surface is fixed relative to the rod using an emphasis, which is in a profile section the annular sector, the outer generatrix of the annular sector of the stop interacts with the inner groove on the sleeve, and the inner form of the stop contacts the seat under the throw ball, while the body of the stop is inserted a stem through hole, and the seat is fixed inside the stem by means of shear elements.

2. The mechanical packer according to claim 1, characterized in that it is equipped with sliding bearings made in the form of a cone that is symmetrically cut from a cylindrical pipe on the same side on both sides, axially spring-loaded and interacting with a cone mounted above the sealing elements.

3. The mechanical packer according to claim 1, characterized in that a centralizer sub is installed on the lower end of the packer rod.

4. The mechanical packer according to claim 1, characterized in that the upper end of the rod is connected to a hydraulic detachable coupling, consisting of telescopically connected upper and lower bodies, a hollow movable piston, clamps and shear elements.