RU2493353C1

RU2493353C1 - Packer assembly

Info

Publication number: RU2493353C1
Application number: RU2012144463/03A
Authority: RU
Inventors: Наиль Габдулбариевич Ибрагимов; Илгиз Мисбахович Салихов; Роберт Рафаэлевич Ахмадуллин; Ильяс Ильгамович Хакимов; Равиль Дамирович Хасаншин; Руслан Фикретович Аблямитов; Радик Рифгатович Ибатуллин
Original assignee: Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина
Priority date: 2012-10-19
Filing date: 2012-10-19
Publication date: 2013-09-20

Abstract

FIELD: oil and gas industry.

SUBSTANCE: packer assembly comprises a positive locator, an anchor, a hydraulic jack, aeration and return valves and a packer. The positive locator is arranged in front of the anchor at no more than 0.7 m. An additional positive locator follows the positive locator in front of the packer at no more than 0.7 m. The positive locator distance is no more than 3 m. The positive locators have centring sleeves with an outer size 9-11 mm more than an outer size of the anchor and 10-16 mm less than an internal diameter of a well.

EFFECT: fixation of the packer assembly in a horizontal well bore.

1 dwg

Description

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при пакеровании интервалов горизонтальной скважины.The invention relates to the oil industry and may find application in packing intervals of a horizontal well.

Известен пакер для наклонных скважин, включающий ствол, механический якорь, содержащий плашки и штифты, уплотнители с конусом и центратор в виде пластинчатых пружин, пружин сжатия и втулки, установленной на стволе, соединенной с механическим якорем пластинчатыми пружинами и имеющей отверстия для пружин сжатия, взаимодействующих с пластинчатыми пружинами. На стволе выполнена кольцевая проточка и установлена управляющая втулка с размещенными в ней штифтами, а между пружинами сжатия установлен фиксирующий подпружиненный элемент, например, в виде пальцев с пружинами, имеющих возможность взаимодействия с кольцевой проточкой и обеспечивающих фиксирование центратора относительно ствола, при этом при отсутствии штифтов, в случае их срезания, центратор имеет возможность неограниченного перемещения вдоль ствола до положения его фиксирования (Патент РФ на полезную модель №52908, опублик. 27.04.2006).Known packer for deviated wells, including a barrel, a mechanical anchor containing dies and pins, seals with a cone and a centralizer in the form of leaf springs, compression springs and a sleeve mounted on the barrel, connected to a mechanical anchor by leaf springs and having openings for compression springs interacting with leaf springs. An annular groove is made on the barrel and a control sleeve with pins placed in it is installed, and a spring-loaded fixing element is installed between the compression springs, for example, in the form of fingers with springs that can interact with the annular groove and ensure that the centralizer is fixed relative to the barrel, while in the absence of pins if they are cut, the centralizer has the ability to unlimited movement along the trunk to the position of its fixation (RF Patent for utility model No. 52908, published. 04/27/2006).

Недостатком известного устройства является недостаточно точное центрирование по стволу скважины и невысокая работоспособность в скважинах с большой кривизной.A disadvantage of the known device is insufficiently accurate centering along the wellbore and low efficiency in wells with large curvature.

Наиболее близким к предложенному изобретению по технической сущности является устройство для установки и герметизации хвостовика обсадной колонны в скважине, содержащее установленный на колонне труб переводник, на котором подвешены внутренняя труба и посредством муфты пакер и якорь, соединенный посредством соединительной муфты с выполненным в виде трубы хвостовиком, внутренняя труба выполнена с радиальными отверстиями в ее стенке и установленным на нижнем ее конце клапаном, пакер расположен над якорем на верхнем стволе и выполнен с сжимаемыми в осевом направлении посредством гидропривода эластичными манжетами, а якорь расположен на нижнем стволе, зафиксирован в исходном положении посредством срезного штифта и выполнен с установленными с возможностью перемещения в радиальном направлении посредством гидропривода шлипсами, при этом внутренняя труба образует с соединенными между собой верхним и нижним стволами кольцевую полость, гидравлически связанную через ее радиальные отверстия с гидроприводами пакера и якоря. Внутренняя труба снабжена жестким центратором ее положения в верхнем и нижнем стволах, клапан выполнен в виде установленного на срезном штифте седла и сбрасываемого на него шара, под седлом установлена ловушка седла и шара, шлипсы якоря выполнены прямоугольными с Т-образным хвостовиком, гидропривод якоря снабжен сжатой в исходном положении пружиной, поджимающей шлипсы к обсадной колонне в рабочем положении, причем гидропривод якоря выполнен с ограничителем осевого хода шлипсов, эластичные манжеты пакера выполнены цилиндрическими из резины, при этом между манжетами установлены стальные шайбы, а пакер выполнен с ограничителем осевого сжатия эластичных манжет (Патент РФ на полезную модель № 70304, опублик. 20.01.2008 - прототип).Closest to the proposed invention in technical essence is a device for installing and sealing a liner of a casing string in a well, comprising a sub mounted on a pipe string, on which an inner pipe is suspended and, by means of a sleeve, a packer and an anchor connected by means of a sleeve with a liner made in the form of a pipe, the inner pipe is made with radial holes in its wall and a valve installed on its lower end, the packer is located above the anchor on the upper barrel and is made with elastic cuffs pressed in the axial direction by means of a hydraulic drive, and the anchor is located on the lower barrel, fixed in the initial position by means of a shear pin and is made with slips mounted with the possibility of moving in the radial direction by hydraulic drive, while the inner pipe forms with the upper and lower trunks interconnected an annular cavity hydraulically connected through its radial holes with hydraulic packer and anchor. The inner tube is equipped with a rigid centralizer of its position in the upper and lower trunks, the valve is made in the form of a ball mounted on a shear pin and a ball discharged onto it, a saddle and ball trap are installed under the saddle, anchor slips are made rectangular with a T-shaped shank, the armature hydraulic drive is equipped with a compressed in the initial position, a spring pressing the slips to the casing in the working position, and the hydraulic armature is made with a limiter axial stroke slips, elastic packer cuffs are made of cylindrical p zines, the between cuffs steel washers fitted, and a packer configured to stop axial elastic compression cuff (Russian utility model patent № 70304, published 20.01.2008 -. prototype).

Известное устройство успешно работает в вертикальных скважинах. Однако в горизонтальном стволе скважины устройство не срабатывает из-за невозможности выхода из корпуса упорных элементов якоря, отсутствия фиксации якоря и вслед за ним пакера.The known device successfully works in vertical wells. However, in a horizontal wellbore, the device does not work due to the inability to exit from the body of the thrust elements of the anchor, the lack of fixation of the anchor and followed by the packer.

В предложенном изобретении решается задача фиксации пакерного устройства в горизонтальном стволе скважины.The proposed invention solves the problem of fixing the packer device in a horizontal wellbore.

Задача решается тем, что в пакерном устройстве, включающем центратор, якорь, гидродомкрат, пакер и клапаны, согласно изобретению, центратор расположен перед якорем на расстоянии не более 0,7 м, дополнительный центратор расположен после центратора перед пакером на расстоянии от пакера не более 0,7 м при расстоянии между центраторами не более 3 м, центраторы имеют центрирующие поверхности с внешним размером более наружного размера якоря на 9-11 мм и менее внутреннего диаметра скважины на 10-16 мм.The problem is solved in that in a packer device comprising a centralizer, an anchor, a hydraulic jack, a packer and valves, according to the invention, the centralizer is located in front of the anchor at a distance of not more than 0.7 m, an additional centralizer is located after the centralizer in front of the packer at a distance from the packer no more than 0 , 7 m with a distance between the centralizers of not more than 3 m, the centralizers have centering surfaces with an external dimension of an external anchor size of 9–11 mm and less than the internal diameter of the well by 10–16 mm.

Сущность изобретенияSUMMARY OF THE INVENTION

В горизонтальных скважинах наблюдаются отклонения ствола скважины от горизонтали, искривления, иногда запланированные до бурения. В таких стволах пакерное устройство испытывает большие усилия прижатия к стенкам скважины. Особенно эти усилия велики в местах перехода от вертикального ствола к горизонтальному. Профиль скважины заставляет изгибаться колонну насосно-компрессорных труб и пакерное устройство на конце этой колонны оказывается в наибольшей степени подверженным усилиям прижатия к стенке скважины. Эти усилия могут быть столь велики, что могут не позволить плашкам якоря выйти из корпуса и поднять якорь, отодвинуть его от стенки скважины. В предложенном изобретении решается задача фиксации пакерного устройства в горизонтальном стволе скважины. Задача решается следующим образом.In horizontal wells, deviations of the wellbore from the horizontal, curvature, sometimes planned before drilling, are observed. In such trunks, the packer device experiences great pressure forces against the walls of the well. Especially these efforts are great in places of transition from a vertical trunk to a horizontal one. The profile of the well causes the tubing string to bend and the packer at the end of the string is most susceptible to pressing forces against the well wall. These efforts can be so great that they may not allow the dies of the anchor to leave the body and raise the anchor, move it away from the borehole wall. The proposed invention solves the problem of fixing the packer device in a horizontal wellbore. The problem is solved as follows.

Пакерное устройство, состоящее из центраторов, якоря, гидродомкрата, сбивного и обратного клапанов и пакера, компонуют таким образом, чтобы обеспечить расстояние между стенками скважины и наружным диаметром якоря, достаточное для выдвижения плашек якоря во все стороны и упор их в стенки скважины при любом реально существующем изгибе ствола скважины. Устройство рассчитано на работу в скважине, обсаженной эксплуатационной колонной 9 дюймов (245×7,9 мм). Центраторы выполнены жесткими, с рабочими элементами в виде жестких ребер. Один из центраторов располагают перед якорем на расстоянии не более 0,7 м от него. Этим обеспечивают защиту центратора от контакта со стенками скважины при любом реально существующем радиусе закругления скважины. Второй дополнительный центратор располагают после центратора перед пакером на расстоянии от пакера не более 0,7 м. Задача второго центратора такая же, как и первого, но в отношении пакера. Оба центратора вместе обеспечивают работоспособность устройства в целом в любом реально существующем изгибе ствола скважины. Исходя из обеспечения работоспособности расстояние между центраторами выдерживают не более 3 м. В совокупности с размерами якоря и центратора помимо работоспособности это гарантирует прохождение пакерного устройства через любые изгибы скважины без контакта пакера и якоря со стенками скважины. Центраторы имеют центрирующие поверхности с внешним размером (диаметром) менее внутреннего диаметра скважины на 10-16 мм. Менее этого размера может вызвать затруднения при спуске в горизонтальный ствол скважины, больший - неработоспособность устройства. Наружный диаметр якоря меньше наружного диаметра центратора на 9-11 мм. Наличие равных диаметров центратора и якоря недопустимо, т.к, приводит к повреждению якоря при спуске в горизонтальный ствол скважины. Меньший размер приводит к возможности контакта якоря со стенкой скважины в месте крутого изгиба, повреждению якоря или появлению недостаточного расстояния для начального выдвижения плашек, достаточного для рабочего выдвижения плашек и фиксирования в скважине. Больший размер приводит к смещению якоря относительно оси скважины и появлению касательных усилий на стенках скважины при упоре плашек. Максимальный ход плашек якоря составляет 42 мм. Работоспособность устройства в таких условиях заключается в том, что при любом изгибе скважины устройство в этом месте изгиба обеспечивает возможность выдвижения плашек и их контакт со стенками без касательных усилий. В то же время даже при прижатии центраторов к одной из стенок скважины, например, снизу, это обеспечивает выход плашек и их контакт со стенками скважины в любом направлении, т.е. не только со стороны прижатия, например, снизу, но и в диаметрально противоположном направлении. При этом обеспечивается упор плашек в стенки скважины практически без создания касательной составляющей, т.е. как бы перпендикулярно стенке скважины. Это обеспечивает надежное удержание якоря в рабочем положении. Разность диаметров центратора и якоря обеспечивает выход плашек якоря и их упор в стенки скважины. Без центратора в условиях прижатия к одной стенке скважины в горизонтальном стволе усилий одного только якоря недостаточно для отжима плашками от стенки скважины и центрирования якоря в стволе скважины. Однако даже при отжиме плашки упираются в стенки скважины по касательной и не обеспечивают удержания якоря в скважине.The packer device, which consists of centralizers, an anchor, a hydraulic jack, a whipping and non-return valve and a packer, is arranged in such a way as to provide a distance between the walls of the well and the outer diameter of the armature sufficient to extend the armature dies in all directions and stop them against the walls of the well for any real existing bore of the wellbore. The device is designed to work in a well cased with a 9-inch production casing (245 × 7.9 mm). Centralizers are made rigid, with working elements in the form of rigid ribs. One of the centralizers is placed in front of the anchor at a distance of not more than 0.7 m from it. This ensures that the centralizer is protected from contact with the walls of the borehole for any actually existing borehole radius. The second additional centralizer is located after the centralizer in front of the packer at a distance from the packer of not more than 0.7 m. The task of the second centralizer is the same as the first, but with respect to the packer. Both centralizers together ensure the operability of the device as a whole in any really existing bend of the wellbore. Based on ensuring operability, the distance between the centralizers is maintained no more than 3 m. Together with the dimensions of the armature and centralizer, in addition to operability, this guarantees the passage of the packer device through any bends of the well without contact of the packer and the anchor with the walls of the well. Centralizers have centering surfaces with an external size (diameter) less than the internal diameter of the well by 10-16 mm. Smaller than this size can cause difficulties when lowering into a horizontal wellbore, larger - inoperability of the device. The outer diameter of the anchor is less than the outer diameter of the centralizer by 9-11 mm. The presence of equal diameters of the centralizer and the armature is unacceptable, because it leads to damage to the armature when descending into the horizontal wellbore. The smaller size leads to the possibility of contact of the anchor with the wall of the well in a place of sharp bending, damage to the armature or the appearance of insufficient distance for the initial extension of the dies, sufficient for the working extension of the dies and fixation in the well. The larger size leads to the displacement of the armature relative to the axis of the well and the appearance of tangential forces on the walls of the well with an emphasis on the dies. The maximum stroke of the anchor dies is 42 mm. The operability of the device in such conditions lies in the fact that with any bending of the well, the device at this bend provides the ability to extend the dies and their contact with the walls without tangential forces. At the same time, even when centralizers are pressed against one of the borehole walls, for example, from below, this ensures that the dies exit and contact with the borehole walls in any direction, i.e. not only from the side of pressing, for example, from below, but also in a diametrically opposite direction. In this case, an emphasis is placed on the walls of the well practically without creating a tangent component, i.e. as if perpendicular to the wall of the well. This ensures reliable retention of the anchor in the working position. The difference between the diameters of the centralizer and the anchor provides the output of the dies of the anchor and their emphasis on the walls of the well. Without a centralizer, when the forces of the armature are pressed against the same wall in the horizontal wellbore, the armature alone is not enough to press the dice off the well wall and center the armature in the wellbore. However, even during the extraction, the dies abut tangentially against the walls of the well and do not provide anchor retention in the well.

Обратный клапан необходим для поддержания давления при срабатывании гидродомкрата. Сбивной клапан необходим для сброса давления и слива жидкости перед подъемом из скважины. Все элементы пакерного устройства соединены между собой через переводники на резьбе.The non-return valve is necessary to maintain pressure when the hydraulic jack is activated. A knock-off valve is required to relieve pressure and drain the fluid before rising from the well. All elements of the packer device are interconnected through sub on the thread.

На фиг.1 схематично изображено предлагаемое пакерное устройство.Figure 1 schematically shows the proposed packer device.

Устройство включает 1 и 2 - центраторы, 3 - якорь, 4 - гидродомкрат, 5 - сбивной клапан, 6 - обратный клапан, 7 - пакер. Устройство закреплено на колонне насосно-компрессорных труб 8 и размещено в скважине 9. В качестве якоря может быть использован якорь марки ЯГ(М)-204-90-400-Т100-К3-02, в качестве пакера может быть использован пакер ПРО-ЯМ02-204-90-400-Т100-К3-02, элементы устройства соединены переводниками 114×73 мм.The device includes 1 and 2 - centralizers, 3 - anchor, 4 - hydraulic jack, 5 - knockdown valve, 6 - check valve, 7 - packer. The device is mounted on a string of tubing 8 and is placed in the well 9. An anchor of the YAG (M) -204-90-400-T100-K3-02 brand can be used as an anchor, and a PRO-YM02 packer can be used as a packer -204-90-400-T100-K3-02, the elements of the device are connected by adapters 114 × 73 mm.

Устройство работает следующим образом.The device operates as follows.

Компоновку спускают на колонне насосно-компрессорных труб в скважину на необходимую глубину. В колонне насосно-компрессорных труб создают давление жидкости, срабатывает гидродомкрат, посредством штока вызывает срабатывание якоря и пакера, из якоря выступают плашки и упираются в стенки скважины, пакер расширяет резиновые накладки. Пространство скважины разобщено. После проведения ремонтных работ устройство удаляют из скважины. Для этого сбрасывают давление в колонне насосно-компрессорных труб, спуском колонны меньшего диаметра срезают штифты на сбивном клапане, выравнивают давление в колонне насосно-компрессорных труб и скважине, плашки входят в якорь, пакер сжимается, колонну насосно-компрессорных труб с пакерным устройством поднимают из скважины.The layout is lowered on the tubing string into the well to the required depth. A fluid pressure is created in the tubing string, the hydraulic jack is activated, the armature and the packer are triggered by the rod, the dies protrude from the anchor and abut against the borehole walls, the packer expands the rubber pads. Well space is fragmented. After repair work, the device is removed from the well. To do this, relieve pressure in the tubing string, lower the pins on the knockout valve by lowering the smaller diameter string, equalize the pressure in the tubing string and well, the dies enter the anchor, the packer is compressed, the tubing string with the packer device is lifted from wells.

Применение предложенного пакерного устройства позволит выполнить фиксацию устройства в горизонтальном стволе скважины и обеспечить разобщение горизонтальной скважины.The application of the proposed packer device will allow the device to be fixed in the horizontal wellbore and to ensure the separation of the horizontal well.

Claims

A packer device including a centralizer, an anchor, a hydraulic jack, a packer and valves, characterized in that the centralizer is located in front of the anchor at a distance of not more than 0.7 m, an additional centralizer is located after the centralizer in front of the packer at a distance of not more than 0.7 m at a distance between the centralizers is not more than 3 m, the centralizers have centering surfaces with an external dimension of an external anchor size of 9-11 mm and less than the internal diameter of the well by 10-16 mm, while the packer device further comprises a knock-on and a reverse valve s.