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 PDF

Info

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
Application number
RU2012153390/03A
Other languages
Russian (ru)
Inventor
Сергей Максимович Янгареев
Original Assignee
Сергей Максимович Янгареев
Priority date (The priority date is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the date listed.)
Filing date
Publication date
Application filed by Сергей Максимович Янгареев filed Critical Сергей Максимович Янгареев
Priority to RU2012153390/03A priority Critical patent/RU2511064C1/en
Application granted granted Critical
Publication of RU2511064C1 publication Critical patent/RU2511064C1/en

Links

Images

Landscapes

  • Lift Valve (AREA)

Abstract

FIELD: oil and gas industry.
SUBSTANCE: packer for closure of pipe string or casing string inner cavity contains the upper and lower bearing sleeves with installed upper and lower self-sealing packings respectively, at that the above upper and lower self-sealing packings are installed with divergent portion towards each other, and with narrow parts the self-sealing packings are fixed in conical sleeves covering the bearing sleeves; between the upper and lower bearing sleeves with formation of the central pass there are top-down interconnected reducer bushing, cantering skid and valve body consisting of the upper and lower parts, at the upper bearing sleeve there is input tube, while at the lower bearing sleeve there's a cylindrical sleeve with openings in its walls and cantering tip installed from bellow; at that in the upper part of the valve body there's the central channel with installed moving rod spring loaded in regards to a thread bush installed in the lower part of the valve body, the upper part of moving rod is sealed in regards to the central channel; in the wall of the body valve upper part there are four elongated openings, and valve gate is connected from below to the moving rod, at that the valve has is placed in the lower part of the valve body with a saddle and in the wall of the valve body lower part over the saddle there are radial openings, at that moving rod with the gate can be replaced by a process plug.
EFFECT: simplifying process of packer seating and disrupting.
4 dwg

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 cuffs 3 and 4 are fixed in cone-shaped bushings 5, covering, respectively, the support bushings 1 and 2.

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 central passage channel 6, adapter sleeve 7, centralizer 22 and valve body 8, consisting of upper 9 and lower 10 parts, are connected to each other from top to bottom.

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 inlet pipe 11 is mounted on the upper support sleeve 1, and a cylindrical sleeve 12 with holes 13 made in the wall of the cylindrical sleeve 12 and a centralizer tip 14 mounted below from the bottom is suspended on the lower support sleeve 2.

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 upper part 9 of the valve body 8, a central channel 15 is made in which a movable rod 16 is mounted, spring loaded relative to the threaded sleeve 17 installed in the lower part of the upper part 9 of the valve body 8.

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 movable rod 16 is sealed relative to the central channel 15, four oblong holes 18 are made in the wall of the upper part 9 of the valve body 8, and a valve shutter 18 is attached to the bottom of the movable rod 16, located in the lower part 10 of the valve body 8, in which the seat 19 is made , and in the wall of the lower part 10 of the valve body 8 above the seat 19 there are made radial holes 20, and the movable rod 16 with the shutter 18 are installed with the possibility of replacing the technological plug 21.

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 centralizer 22 is made in the form of a pipe with outer centering longitudinal ribs 23. On the outer surface of the tip-centralizer 14, centering longitudinal ribs 24 are made. The centralizers provided in the packer design provide improved centering in the pipe and reduce cuff wear.

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 centralizer 22 and tip-centralizer 14 provide the preset position of the packer relative to the well walls, and the valve installed in the packer is in a normally open position. As a result of the free flow of the medium in the well through the central passage channel and the valve body 8 of the packer, the pressure above and below the upper 3 and lower 4 cuffs is practically equal. After placing the packer at a given depth, the packer is planted. For this, for example, by lowering the load into the string of pipes, the rope is pressed onto the movable rod 16 and the shutter 18 overlaps the seat 19 and thus eliminates the flow of medium from the formation through the valve. As a result, the pressure of the medium from the reservoir in the space between the upper 3 and lower 4 self-sealing cuffs increases, which causes the extension of the bell-shaped part of these cuffs 3 and 4 and the packer fits in a given interval of the well. If it is necessary to break the packer using a tool lowered on the rope, the movable rod 16 is lifted with a shutter above the seat 19, which will cause pressure equalization above and below the upper 3 and lower 4 self-aligning cuffs. As a result, the diameter of the socket part will decrease and the packer can be removed from the well.

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)

Пакер для перекрытия внутренней полости колонны труб или обсадной колонны, содержащий верхнюю и нижнюю опорные втулки, на которых установлены, соответственно, верхняя и нижняя самоуплотняющиеся манжеты, отличающийся тем, что 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. A packer for overlapping the inner cavity of the pipe string or casing string containing upper and lower support sleeves on which, respectively, upper and lower self-sealing cuffs are installed, characterized in that the upper and lower self-sealing cuffs are installed with the expanding part facing each other, and the narrow part self-sealing the 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, a joint The adapter sleeve, centralizer and valve body, consisting of upper and lower parts, are connected to each other from the top to the bottom, an inlet pipe is installed on the upper support sleeve, and a cylindrical sleeve with holes made in the wall of the cylindrical sleeve and a bottom mounted tip is suspended -centrator, while in the upper part of the valve body there is a central channel in which a movable rod is installed, spring-loaded relative to the valve installed in the lower part of the upper part there is a threaded sleeve pan, the upper part of the movable 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, in which the seat is made, and in the wall of the lower part are attached to the bottom of the moving rod valve bodies above the seat are made radial holes, and a movable rod with a shutter installed with the possibility of replacement with a technological plug.
RU2012153390/03A 2012-12-11 2012-12-11 Packer for selective closure of pipe string or casing string inner cavity RU2511064C1 (en)

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)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
RU2657651C1 (en) * 2017-08-31 2018-06-14 Камышев Михаил Анатольевич Cup packer

Citations (6)

* Cited by examiner, † Cited by third party
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

Patent Citations (6)

* Cited by examiner, † Cited by third party
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)

* Cited by examiner, † Cited by third party
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