RU2511064C1 - Packer for selective closure of pipe string or casing string inner cavity - Google Patents
Packer for selective closure of pipe string or casing string inner cavity Download PDFInfo
- Publication number
- RU2511064C1 RU2511064C1 RU2012153390/03A RU2012153390A RU2511064C1 RU 2511064 C1 RU2511064 C1 RU 2511064C1 RU 2012153390/03 A RU2012153390/03 A RU 2012153390/03A RU 2012153390 A RU2012153390 A RU 2012153390A RU 2511064 C1 RU2511064 C1 RU 2511064C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- valve body
- valve
- packer
- self
- sleeve
- Prior art date
Links
Images
Landscapes
- Lift Valve (AREA)
Abstract
Description
Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и может быть использовано для селективного разобщения в скважине зон обсадных колонн при проведении ремонтных, изоляционных и исследовательских работ.The invention relates to the oil and gas industry and can be used for selective isolation of casing strings in a well during repair, insulation and research.
Известен пакер, содержащий корпус с центральным каналом, верхний и нижний упоры и уплотнительный элемент, причем он имеет утолщенную и тонкостенную раструбные части, последняя из них образует с наружной стенкой корпуса полость, а верхний и нижний упоры жестко соединены с соответствующими частями уплотнительного элемента и с корпусом, при этом конструкция пакера позволяет компоновать из них двухпакерное оборудование, меняя расположение пакеров на колонне труб в соответствии с направлением действия высокого давления с тем, чтобы оно расширяюще действовало на раструбные части уплотнительных элементов (см. патент RU №2143542, кл. E21B 33/12, 27.12.1999).Known packer containing a housing with a Central channel, upper and lower stops and a sealing element, and it has a thickened and thin-walled bell-shaped parts, the latter of them forms a cavity with the outer wall of the housing, and the upper and lower stops are rigidly connected to the corresponding parts of the sealing element and case, while the design of the packer allows you to assemble two-packer equipment from them, changing the location of the packers on the pipe string in accordance with the direction of action of high pressure so that it iryayusche acted on the flare portion of the sealing elements (see. Patent RU №2143542, cl. E21B 33/12, 27.12.1999).
Данная конструкция пакера позволяет производить селективную обработку пласта, включая гидроразрыв, закачку жидкости с целью повышения внутрипластового давления, изолировать интервалы водопритока в скважинах и другие работы. Однако данная конструкция не содержит средств регулировки подачи среды, что сужает область его использования.This design of the packer allows for selective treatment of the formation, including hydraulic fracturing, fluid injection in order to increase in-situ pressure, isolate the intervals of water inflow in the wells and other works. However, this design does not contain means for adjusting the flow of the medium, which narrows the scope of its use.
Наиболее близким к изобретению по технической сущности и достигаемому результату является пакер для перекрытия внутренней полости колонны труб, содержащий верхнюю и нижнюю опорные втулки, на которых установлены, соответственно, верхняя и нижняя самоуплотняющиеся манжеты, при этом верхняя самоуплотняющаяся манжета допускает перемещение снизу вверх, а нижняя самоуплотняющаяся манжета допускает перемещение сверху вниз (см. патент RU №2352762, кл. E21B 33/12, 20.04.2009).The closest to the invention in technical essence and the achieved result is a packer for overlapping the inner cavity of the pipe string containing upper and lower support sleeves on which are installed, respectively, the upper and lower self-sealing cuffs, while the upper self-sealing cuff allows movement from bottom to top, and the bottom self-sealing cuff allows movement from top to bottom (see patent RU No. 2352762, class E21B 33/12, 04/20/2009).
Данная простая конструкция пакера без использования электродвигателя с кабелем обеспечивает возможностью посадки и срыва пакера в заданном интервале скважины без специальных устройств. Однако и в данной конструкции не предусмотрены средства регулировки перетекания среды между верхней и нижней самоуплотняющимися манжетами, что также сужает область его использования.This simple design of the packer without the use of an electric motor with a cable provides the possibility of landing and stalling the packer in a given interval of the well without special devices. However, this design also does not provide means for adjusting the flow of medium between the upper and lower self-sealing cuffs, which also narrows the scope of its use.
Задачей, на решение которой направлено настоящее изобретение, является устранение указанного выше недостатка.The problem to which the present invention is directed, is to eliminate the above drawback.
Технический результат заключается в упрощении процесса посадки и срыва пакера.The technical result is to simplify the process of landing and stalling the packer.
Указанная задача решается, а технический результат достигается за счет того, что пакер для перекрытия внутренней полости колонны труб или обсадной колонны содержит верхнюю и нижнюю опорные втулки, на которых установлены, соответственно, верхняя и нижняя самоуплотняющиеся манжеты, причем указанные верхняя и нижняя самоуплотняющиеся манжеты установлены расширяющейся частью навстречу друг другу, а узкой частью самоуплотняющиеся манжеты закреплены в конусообразных втулках, охватывающих опорные втулки, между верхней и нижней опорными втулками с образованием центрального проходного канала установлены соединенные друг с другом по направлению сверху вниз переходная втулка, центратор и корпус клапана, состоящий из верхней и нижней частей, на верхней опорной втулке установлен входной патрубок, а на нижней опорной втулке подвешена цилиндрическая втулка с выполненными в стенке цилиндрической втулки отверстиями и установленным снизу наконечником-центратором, при этом в верхней части корпуса клапана выполнен центральный канал, в котором установлен подвижный шток, подпружиненный относительно установленной в нижней части верхней части корпуса клапана резьбовой втулки, верхняя часть подвижного штока уплотнена относительно центрального канала, в стенке верхней части корпуса клапана выполнено четыре продолговатых отверстия, а снизу к подвижному штоку прикреплен затвор клапана, расположенный в нижней части корпуса клапана, в которой выполнено седло, и в стенке нижней части корпуса клапана над седлом выполнены радиальные отверстия, причем подвижный шток с затвором установлены с возможностью замены на технологическую пробку.This problem is solved, and the technical result is achieved due to the fact that the packer for closing the inner cavity of the pipe string or casing string contains upper and lower support sleeves, on which, respectively, the upper and lower self-sealing cuffs are installed, and the specified upper and lower self-sealing cuffs are installed with the expanding part facing each other, and with the narrow part the self-sealing cuffs are fixed in cone-shaped bushings covering the support bushings between the upper and lower support bushings with the formation of the central passage channel, an adapter sleeve, a centralizer and a valve body, consisting of upper and lower parts, are connected to each other from top to bottom, an inlet pipe is installed on the upper support sleeve, and a cylindrical sleeve with a wall is suspended on the lower support sleeve cylindrical bushings with openings and a centralizer tip mounted from below, while in the upper part of the valve body a central channel is made in which a movable rod of springs is installed relative to the threaded sleeve installed in the lower part of the upper part of the valve body, the upper part of the moving rod is sealed relative to the central channel, four oblong holes are made in the wall of the upper part of the valve body, and a valve shutter located at the bottom of the valve body is attached to the bottom of the moving rod which has a seat, and in the wall of the lower part of the valve body above the seat there are radial openings, and the movable stem with a shutter are installed with the possibility of replacement by technolo cork.
На фиг.1 представлен продольный разрез пакера для перекрытия внутренней полости колонны труб.Figure 1 presents a longitudinal section of the packer to overlap the internal cavity of the pipe string.
На фиг.2 представлена технологическая пробка для замены подвижного штока с затвором.Figure 2 presents the technological plug for replacing a movable rod with a shutter.
На фиг.3 представлено сечение Б-Б на фиг.1.Figure 3 presents a section bB in figure 1.
На фиг.4 представлено сечение В-В на фиг.1.Figure 4 presents a section bb in figure 1.
Пакер для перекрытия внутренней полости колонны труб или обсадной колонны (не показаны) содержит верхнюю 1 и нижнюю 2 опорные втулки, на которых установлены, соответственно, верхняя 3 и нижняя 4 самоуплотняющиеся манжеты. Указанные верхняя 3 и нижняя 4 самоуплотняющиеся манжеты установлены расширяющейся частью навстречу друг другу, а узкой частью самоуплотняющиеся манжеты 3 и 4 закреплены в конусообразных втулках 5, охватывающих, соответственно, опорные втулки 1 и 2.The packer for overlapping the inner cavity of the pipe string or casing (not shown) contains the upper 1 and lower 2 support sleeves on which are installed, respectively, the upper 3 and lower 4 self-sealing cuffs. The indicated upper 3 and lower 4 self-sealing cuffs are installed with the expanding part facing each other, and the narrow part of the self-sealing
Между верхней 1 и нижней 2 опорными втулками с образованием центрального проходного канала 6 установлены соединенные друг с другом по направлению сверху вниз переходная втулка 7, центратор 22 и корпус клапана 8, состоящий из верхней 9 и нижней 10 частей.Between the upper 1 and lower 2 support sleeves with the formation of the
На верхней опорной втулке 1 установлен входной патрубок 11, а на нижней опорной втулке 2 подвешена цилиндрическая втулка 12 с выполненными в стенке цилиндрической втулки 12 отверстиями 13 и установленным снизу наконечником-центратором 14.An
В верхней части 9 корпуса 8 клапана выполнен центральный канал 15, в котором установлен подвижный шток 16, подпружиненный относительно установленной в нижней части верхней части 9 корпуса клапана 8 резьбовой втулки 17.In the
Верхняя часть подвижного штока 16 уплотнена относительно центрального канала 15, в стенке верхней части 9 корпуса клапана 8 выполнено четыре продолговатых отверстия 18, а снизу к подвижному штоку 16 прикреплен затвор клапана 18, расположенный в нижней части 10 корпуса клапана 8, в которой выполнено седло 19, и в стенке нижней части 10 корпуса клапана 8 над седлом 19 выполнены радиальные отверстия 20, причем подвижный шток 16 с затвором 18 установлены с возможностью замены на технологическую пробку 21.The upper part of the
Центратор 22 выполнен в виде трубы с наружными центрующими продольными ребрами 23. На наружной поверхности наконечника-центратора 14 выполнены центрующие продольные ребра 24. Центраторы, предусмотренные в конструкции пакера, обеспечивают улучшенное центрирование в трубе и уменьшают износ манжет.The
На колонне труб (не показана) в скважину на заданную глубину, например. для изолирования интервала притока в зоне расположения пласта спускают пакер, при этом центратор 22 и наконечник-центратор 14 обеспечивают заданное положение пакера относительно стенок скважины, а клапан, установленный в пакере, находится в нормально открытом положении. В результате свободного перетока среды в скважине через центральный проходной канал и корпус клапана 8 пакера давление над и под верхней 3 и нижней 4 манжетами практически равно. После размещения пакера на заданной глубине производят посадку пакера. Для этого, например, посредством спуска в колонну труб груза на канате надавливают на подвижный шток 16 и затвор 18 перекрывает седло 19 и таким образом исключает переток среды из пласта через клапан. Как результат давление среды из пласта в пространстве между верхней 3 и нижней 4 самоуплотняющимися манжетами растет, что вызывает расширение раструбной части указанных манжет 3 и 4 и посадку пакера в заданном интервале скважины. При необходимости срыва пакера с помощью спущенного на канате инструмента приподнимают подвижный шток 16 с затвором над седлом 19, что вызовет выравнивание давления над и под верхней 3 и нижней 4 самоустанавливающимися манжетами. Как результат диаметр раструбной части уменьшится и пакер может быть извлечен из скважины.On a pipe string (not shown) into the well at a predetermined depth, for example. to isolate the inflow interval in the formation location zone, the packer is lowered, while the
Данное изобретение может быть использовано в нефтегазовой промышленности для селективного перекрытия заданных интервалов скважины.This invention can be used in the oil and gas industry for the selective overlapping of specified intervals of the well.
Claims (1)
Priority Applications (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
RU2012153390/03A RU2511064C1 (en) | 2012-12-11 | 2012-12-11 | Packer for selective closure of pipe string or casing string inner cavity |
Applications Claiming Priority (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
RU2012153390/03A RU2511064C1 (en) | 2012-12-11 | 2012-12-11 | Packer for selective closure of pipe string or casing string inner cavity |
Publications (1)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
RU2511064C1 true RU2511064C1 (en) | 2014-04-10 |
Family
ID=50437753
Family Applications (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
RU2012153390/03A RU2511064C1 (en) | 2012-12-11 | 2012-12-11 | Packer for selective closure of pipe string or casing string inner cavity |
Country Status (1)
Country | Link |
---|---|
RU (1) | RU2511064C1 (en) |
Cited By (1)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
RU2657651C1 (en) * | 2017-08-31 | 2018-06-14 | Камышев Михаил Анатольевич | Cup packer |
Citations (6)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
SU1016495A1 (en) * | 1981-12-30 | 1983-05-07 | Калининское отделение Всесоюзного научно-исследовательского и проектно-конструкторского института геофизических исследований геологоразведочных скважин | Recirculation valve of formation tester |
US4991653A (en) * | 1989-11-08 | 1991-02-12 | Halliburton Company | Wash tool |
RU2143542C1 (en) * | 1998-01-12 | 1999-12-27 | Акционерное общество "Татнефть" Татарский научно-исследовательский и проектный институт нефти | Packer for closing internal space in pipe string |
RU2244099C1 (en) * | 2004-01-21 | 2005-01-10 | ЗАО "Геология" | Device for cleaning bed and maintaining bed productiveness |
RU56458U1 (en) * | 2006-02-06 | 2006-09-10 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | DEVICE FOR DISCONNECTING FRAMEWORDS FROM ANOTHER IN A WELL |
RU2352762C1 (en) * | 2007-08-03 | 2009-04-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Released bidirectional packer on cable |
-
2012
- 2012-12-11 RU RU2012153390/03A patent/RU2511064C1/en active
Patent Citations (6)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
SU1016495A1 (en) * | 1981-12-30 | 1983-05-07 | Калининское отделение Всесоюзного научно-исследовательского и проектно-конструкторского института геофизических исследований геологоразведочных скважин | Recirculation valve of formation tester |
US4991653A (en) * | 1989-11-08 | 1991-02-12 | Halliburton Company | Wash tool |
RU2143542C1 (en) * | 1998-01-12 | 1999-12-27 | Акционерное общество "Татнефть" Татарский научно-исследовательский и проектный институт нефти | Packer for closing internal space in pipe string |
RU2244099C1 (en) * | 2004-01-21 | 2005-01-10 | ЗАО "Геология" | Device for cleaning bed and maintaining bed productiveness |
RU56458U1 (en) * | 2006-02-06 | 2006-09-10 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | DEVICE FOR DISCONNECTING FRAMEWORDS FROM ANOTHER IN A WELL |
RU2352762C1 (en) * | 2007-08-03 | 2009-04-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Released bidirectional packer on cable |
Cited By (1)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
RU2657651C1 (en) * | 2017-08-31 | 2018-06-14 | Камышев Михаил Анатольевич | Cup packer |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
RU2516708C2 (en) | Subsurface safety valve | |
RU2495235C1 (en) | Method and device for controlled pumping down to formations | |
CN204738799U (en) | Double -barrelled water injection tubular column in pit | |
RU2657651C1 (en) | Cup packer | |
RU126362U1 (en) | PACKER FOR SELECTIVE OVERLAPPING OF THE INNER CAVITY OF A PIPE OR CASE COLUMN | |
CN104100249B (en) | Sleeve sliding sleeve without limited segment fracturing | |
RU2704078C1 (en) | Plug-in shut-off valve (versions) | |
CN102720471A (en) | Safety valve of pressure control water injection well | |
RU2511064C1 (en) | Packer for selective closure of pipe string or casing string inner cavity | |
CN202866704U (en) | Self-seal rotating type sand prevention oil pipe anchoring device | |
CN205823223U (en) | A kind of well head annular space sealing device | |
RU2603110C1 (en) | Method of placing cement plug in cased well and device therefor | |
RU2665844C1 (en) | Wellhead equipment | |
RU2548465C1 (en) | Horizontal well completion device | |
US9523259B2 (en) | Vertical subsea tree annulus and controls access | |
RU2668100C1 (en) | Device for well bottom flushing | |
RU2684299C1 (en) | Wellhead tree equipment | |
RU128896U1 (en) | DEVICE FOR TRANSFER OF WELLS, INCLUDING WATERFILLED, TO OPERATION ON TWO LIFT COLUMNS | |
RU148471U1 (en) | MECHANICAL PACKER OF BILATERAL ACTION WITH THE POSSIBILITY OF INSTALLATION AT SMALL DEPTH | |
CN104153740B (en) | Differential oil jacket coupling cock | |
RU2499884C1 (en) | Packer-anchor equipment for selective treatment of formation | |
RU2448236C1 (en) | Hydrodynamic pulsator | |
RU2533466C1 (en) | Packer setting tool | |
RU2547870C1 (en) | Device to divide borehole to separate sections | |
CN104196505B (en) | Chemical flooding layering injection device |