RU2520243C1

RU2520243C1 - Well packer

Info

Publication number: RU2520243C1
Application number: RU2013107472/03A
Authority: RU
Inventors: Андрей Александрович Степанов; Владимир Иванович Ванифатьев
Original assignee: Общество с ограниченной ответственностью "Научно-технический центр" ЗЭРС" (ООО "НТЦ "ЗЭРС")
Priority date: 2013-02-20
Filing date: 2013-02-20
Publication date: 2014-06-20

Abstract

FIELD: oil and gas industry.

SUBSTANCE: well packer includes a body with a sealing element placed on it, a mechanical setting unit for the sealing element, a hydromechanical unit of additional setting for the sealing element. The setting unit is placed above the sealing element. The additional setting unit is placed below the sealing element, it actuates at decrease of a hydrostatic pressure in the well during well completion and/or operation up to the preset value. At that during additional setting of the sealing element there is a possibility to control tightness of the sealing element and to regulate degree in the hydrostatic pressure decrease in the well.

EFFECT: improving operational reliability of the packer due to its transfer into the working position by loads acting in process of the well completion or operation.

3 dwg

Description

Изобретение относится к строительству и эксплуатации нефтяных и газовых скважин и, в частности, к пакерующим устройствам для герметизации межтрубного или заколонного пространства скважин.The invention relates to the construction and operation of oil and gas wells and, in particular, to packing devices for sealing the annulus or annulus of the wells.

Известен пакер для скважины, включающий корпус с установленным на нем уплотнительным элементом и клин-толкатель, размещенный в корпусе с возможностью осевого перемещения и деформирования уплотнительного элемента при создании внутри полости корпуса избыточного давления (см., например, RU 2118442, 25.06.1997).A well-known packer for a well, comprising a housing with a sealing element installed on it and a pusher wedge placed in the housing with the possibility of axial movement and deformation of the sealing element when creating excessive pressure inside the housing cavity (see, for example, RU 2118442, June 25, 1997).

Недостатком известного устройства является его ограниченная возможность по перекрытию и герметизации больших зазоров межтрубного пространства обсадной колонны или открытого ствола скважины. Недостатком этого устройства является также недостаточная его герметизирующая способность в обсадных колоннах с изношенной внутренней поверхностью, что существенно ограничивает область его применения. Кроме того, трудность установления соотношения необходимой, заранее задаваемой, степени деформации эластичного материала уплотнительного элемента для увеличенных зазоров скважины и реальных, трудно поддающихся точному прогнозу рабочих нагрузок в этой скважине ведет, зачастую, к тому, что уплотнительный элемент либо недогружен в действительности и потому не обеспечивает необходимую герметичность, либо перегружен из-за избыточной степени увеличения предельных нагрузок (избыточного запаса на предварительной стадии проектирования) и непреднамеренно длительного действия предельных нагрузок, ведущих к усталости материала уплотнительного элемента. Негативные результаты установки пакера - отсутствие необходимой его герметичности - требует повторного осуществления операции с долговременными операциями по исключению негативных последствий предшествующей операции.A disadvantage of the known device is its limited ability to overlap and seal large gaps in the annular space of the casing string or open borehole. The disadvantage of this device is its lack of sealing ability in casing strings with a worn-out inner surface, which significantly limits the scope of its application. In addition, the difficulty in establishing the ratio of the necessary, predetermined, degree of deformation of the elastic material of the sealing element for increased well gaps and real, difficult to accurately predict the workloads in this well, often leads to the fact that the sealing element is either underloaded and therefore not provides the necessary tightness, or is overloaded due to an excessive degree of increase in ultimate loads (excess stock at the preliminary design stage) and unintentionally prolonged action of the ultimate loads leading to fatigue of the material of the sealing element. The negative results of the installation of the packer - the lack of necessary tightness - requires repeated operations with long-term operations to eliminate the negative consequences of the previous operation.

Техническим результатом настоящего изобретения является повышение надежности работы пакера за счет возможности перевода его в рабочее положение реальными нагрузками, действующими в процессе освоения и/или эксплуатации скважины.The technical result of the present invention is to increase the reliability of the packer due to the possibility of translating it into working position with real loads acting in the process of development and / or operation of the well.

Необходимый технический результат достигается тем, что пакер для скважины включает корпус с помещенным на нем уплотнительным элементом, узел пакеровки уплотнительного элемента механического действия, помещенный выше уплотнительного элемента, и узел допакеровки уплотнительного элемента гидромеханического действия, помещенный ниже уплотнительного элемента, выполненный с возможностью его срабатывания при снижении гидростатического давления в скважине при освоении и/или эксплуатации скважины до заданной величины, при этом во время допакеровки уплотнительного элемента обеспечена возможность контроля герметичности уплотнительного элемента и регулирования степени снижения гидростатического давления в скважине.The necessary technical result is achieved by the fact that the packer for the well includes a housing with a sealing element placed on it, a packing unit for a mechanical sealing element, placed above the sealing element, and an additional packing unit for the hydromechanical sealing element, placed below the sealing element, made with the possibility of its operation reducing hydrostatic pressure in the well during development and / or operation of the well to a predetermined value, while during packer sealing element possible to control the tightness of the sealing member and controlling the degree of reduction of hydrostatic pressure in the well.

Сущность изобретения заключается в том, что обеспечение герметичности пакера в открытом стволе или в колонне с изношенной поверхностью является одной из проблемных трудно разрешимых задач. Все известные решения предусматривают предварительный, на стадии проектирования, выбор усилия пакеровки, одного из основных параметров, задающего необходимую степень герметичности пакера. Результат зависит от степени соответствия проектного параметра реальным скважинным условиям. При несоответствии отмеченного параметра скважинным условиям и невозможности своевременно вмешаться в этот процесс происходят осложнения в скважинах, ликвидация которых, долговременная и трудозатратная, резко снижает эффективность работ в скважине. Изобретение обеспечивает возможность пакерования в две стадии. Первая - предварительная стадия - предусматривает первичное перекрытие кольцевого пространства, создание основы для второй стадии и оценку герметичности первой стадии в зависимости от нагрузок на уплотнительный элемент.Вторая стадия - допакеровка - предусматривает передачу нагрузки на пакер в строго заданное время - непосредственно во время освоения и/или эксплуатации скважины. Уплотнительный элемент пакера не испытывает длительных предельных нагрузок в простаивающей скважине, ведущих к усталостному износу. Принятую депрессию при освоении и/или эксплуатации скважины используют в качестве рабочего приводного усилия пакерования. При этом в процессе допакеровки уплотнительного элемента предусмотрена возможность контроля герметичности пакера и регулирования степени снижения гидростатического давления в скважине.The essence of the invention lies in the fact that ensuring the tightness of the packer in an open barrel or in a column with a worn surface is one of the problem difficult to solve problems. All known solutions provide for a preliminary, at the design stage, selection of the packer force, one of the main parameters that sets the required degree of tightness of the packer. The result depends on the degree to which the design parameter matches the real well conditions. If the noted parameter does not correspond to the well conditions and it is impossible to intervene in this process in a timely manner, complications occur in the wells, the elimination of which, long-term and labor-intensive, dramatically reduces the efficiency of the work in the well. The invention provides the possibility of packing in two stages. The first - preliminary stage - provides for the primary overlap of the annular space, the creation of the basis for the second stage and the assessment of the tightness of the first stage depending on the loads on the sealing element. The second stage - additional packing - involves transferring the load to the packer at a strictly specified time - directly during development and / or well operation. The packer sealing element does not experience long ultimate loads in an idle well leading to fatigue wear. The adopted depression during the development and / or operation of the well is used as the operating driving force of the packer. At the same time, in the process of additional packing of the sealing element, it is possible to control the tightness of the packer and regulate the degree of reduction of hydrostatic pressure in the well.

На фиг.1 в качестве примера представлен пакер в транспортном положении, на фиг.2 - приведенный в действие пакер при его испытании на герметичность созданием избыточного давления в колонне, на фиг.3 - при его испытании путем снижения гидростатического давления в скважине - уровня жидкости в колонне.Figure 1 shows, as an example, the packer in the transport position, figure 2 shows the activated packer when it is tested for leaks by creating excess pressure in the column, figure 3 shows when it is tested by reducing the hydrostatic pressure in the well - the liquid level in the column.

Пакер для скважины (фиг.1) включает транспортировочную колонну 1, составной корпус 2, на наружной поверхности которого выполнены верхние 3 и нижние 4 упорные канавки, кольцевые канавки 5 и 6 и радиальное отверстие 7. На корпусе 2 установлен уплотнительный элемент 8 с торцевой зашитой 9, верхняя 10 и нижняя 11 упорные втулки, взаимодействующие с фиксаторами конечного положения 12 и 13, на внутренней поверхности которых выполнены кольцевые выступы 14 и 15, взаимодействующие с упорными канавками 3 и 4. На корпусе 2 установлена нажимная воронка 16. Она зафиксирована посредством винта 17. Упомянутые выше позиции 3, 5, 9, 10, 12, 14, 16, 17 относятся к узлу пакеровки механического действия, который обеспечивает первую стадию пакерования. Он размещен выше уплотнительного элемента 8. На корпусе 2 под уплотнительным элементом 8 установлен узел допакеровки, характеризующий вторую стадию пакерования. Узел допакеровки состоит из закрепленной на корпусе посредством срезного винта 18 втулки 19, толкателя 20, неподвижно установленного посредством штифа 21 упорного кольца 22. При этом втулка 19, толкатель 20 и упорное кольцо 22 образуют с корпусом 2 кольцевую камеру 23. Необходимая герметичность устройства обеспечена уплотнительными кольцами 24. Позиция 25 отмечает внутреннюю поверхность предыдущей колонны. Уплотнительный элемент 8 может быть выполнен в виде верхней и нижней манжеты с проставочным кольцом 26 между ними.The packer for the well (Fig. 1) includes a transport column 1, a composite body 2, on the outer surface of which there are upper 3 and lower 4 stop grooves, annular grooves 5 and 6 and a radial hole 7. A sealing element 8 with end protection is installed on the body 2 9, upper 10 and lower 11 thrust bushings interacting with end position locks 12 and 13, on the inner surface of which annular protrusions 14 and 15 are made, interacting with thrust grooves 3 and 4. A pressure funnel 16 is installed on the housing 2. It is fixed it is screwed 17. The above-mentioned items 3, 5, 9, 10, 12, 14, 16, 17 refer to a mechanical action packing unit that provides the first packing step. It is placed above the sealing element 8. On the housing 2 under the sealing element 8 there is an additional packing unit characterizing the second stage of packing. The additional packing unit consists of a sleeve 19 fixed to the housing by means of a shear screw 18, a pusher 20 fixedly mounted by means of a pin 21 of the thrust ring 22. In this case, the bushing 19, the pusher 20 and the thrust ring 22 form an annular chamber 23 with the housing 2. The necessary tightness of the device is provided by sealing rings 24. Position 25 marks the inner surface of the previous column. The sealing element 8 can be made in the form of an upper and lower cuff with a spacer ring 26 between them.

В результате моделирования на стенде была установлена возможность увеличения степени герметизации кольцевого зазора при условии, если конусность (угол с вертикалью со стороны оси устройства) верхней и нижней частей проставочного кольца выполнена разной.As a result of modeling on the stand, it was found possible to increase the degree of sealing of the annular gap, provided that the taper (angle with the vertical from the axis of the device) of the upper and lower parts of the spacer ring is made different.

Спуск в скважину колонны с предлагаемым устройством осуществляют на транспортировочной колонне 1.The descent into the well of the column with the proposed device is carried out on the transport column 1.

После спуска колонны производят ее «заякоривание», т.е. подвеску в предыдущей колонне и отсоединение от транспортировочной колонны. Отсоединение от транспортировочной колонны производят, например, гидравлически, путем создания расчетного избыточного давления, или механически - путем отворота. Узел якоря и узел разъединения на чертежах условно не показаны.After the descent of the column, it is anchored, i.e. suspension in the previous column and disconnecting from the shipping column. Disconnection from the transport column is carried out, for example, hydraulically, by creating a calculated excess pressure, or mechanically by flipping. The anchor assembly and the separation assembly in the drawings are not conventionally shown.

После закачки расчетного объема тампонажного раствора производят подъем транспортировочной колонны до ее выхода из нажимной воронки 16, срез, т.е. вымыв надпакерной порции тампонажного раствора.After pumping the calculated volume of the grouting mortar, the conveyor column is raised until it exits the pressure hopper 16, a slice, i.e. washing the over packer portion of the grout.

На последней трубе транспортировочной колонны установлены заневолепные упорные кулачки (на чертежах условно не показаны), которые при подъеме упомянутой колонны автоматически устанавливаются в рабочее положение. После «срезки» надпакерной порции тампонажного раствора транспортировочную колонну разгружают, и упорные кулачки, взаимодействуя с торцевой частью нажимной воронки 16 воронки, деформируют уплотнительный элемент 8, прижимая его к внутренней поверхности предыдущей колонны 25. При этом верхняя упорная втулка 10 и фиксатор 12 удерживают уплотнительный элемент 8 в рабочем положении (фиг.2). На этом первая - предварительная стадия первичного перекрытия кольцевого пространства с помощью пакера завершена. Предварительная оценка герметичности уплотнительного элемента 8 пакера может быть определена путем создания кратковременного избыточного давления в колонне с устья скважины (по установленным правилам опрессовки), в надпакерной зоне. После снятия избыточного давления пакер находится в равновесном состоянии до завершения всех необходимых операций, в том числе всех исследований. Затем осуществляют вызов притока в скважину (пробную эксплуатацию) - подготовку к штатной эксплуатации путем снижения гидростатического давления в скважине - снижения уровня жидкости в колонне, которое ведет к созданию избыточного давления в подпакерной зоне (фиг.3). При снижении уровня жидкости в колонне до рабочего создается ситуация, когда давление в подпакерной зоне значительно превышает давление в надпакерной зоне (см. фиг.3). В таком случае под действием большего давления в подпакерной зоне (затрубного давления) разрушается срезной винт 18 и толкатель 20, перемещаясь, дополнительно деформирует уплотнительный элемент 8, т.е. осуществляет его допакеровку рабочим давлением (перепадом давлений), характеризующим предварительную (пробную) стадию эксплуатации - вызова притока или собственно эксплуатацию и, тем самым, автоматически повышает его герметизирующую способность. Предусмотрена возможность контроля герметизирующей способности пакера при его допакеровке непосредственно при рабочем давлении, например, установкой датчика давления в зоне пакера. Предусмотрена также возможность регулирования - изменения величины гидростатического давления, например, для надежности срабатывания узла допакеровки при отсутствии герметичности пакера и обеспечения при этом требуемого перепада давления. Эта возможность может быть обеспечена, например, наличием системы откачки (снижения уровня жидкости) из пространства за транспортировочной колонной. При определенном - достигнутом перепаде давления упорная втулка 11 и фиксатор 13 удерживают уплотнительный элемент 8 в рабочем допакерованном положении.On the last pipe of the transport column installed awkward thrust cams (not shown conditionally in the drawings), which when lifting the said column are automatically installed in the working position. After "cutting off" the over-packer portion of the grout, the transport column is unloaded, and the thrust cams, interacting with the end part of the pressure funnel 16 of the funnel, deform the sealing element 8, pressing it against the inner surface of the previous column 25. At the same time, the upper stop sleeve 10 and the latch 12 hold the sealing element 8 in the operating position (figure 2). This is the first - the preliminary stage of the primary overlap of the annular space using the packer is completed. A preliminary assessment of the tightness of the sealing element 8 of the packer can be determined by creating a short-term overpressure in the column from the wellhead (according to the established crimping rules) in the overpacker zone. After overpressure has been removed, the packer is in equilibrium until all necessary operations, including all studies, are completed. Then, the inflow into the well is called (trial operation) —preparation for regular operation by reducing hydrostatic pressure in the well — lowering the liquid level in the column, which leads to the creation of excess pressure in the sub-packer zone (FIG. 3). When the liquid level in the column decreases to the working one, a situation is created when the pressure in the sub-packer zone significantly exceeds the pressure in the over-packer zone (see figure 3). In this case, under the action of greater pressure in the sub-packer zone (annular pressure), the shear screw 18 is destroyed and the pusher 20, while moving, additionally deforms the sealing element 8, i.e. carries out its additional packing with working pressure (differential pressure), characterizing the preliminary (trial) stage of operation - the call of the inflow or the actual operation and, thereby, automatically increases its sealing ability. It is possible to control the sealing ability of the packer during its additional packaging directly at operating pressure, for example, by installing a pressure sensor in the packer zone. The possibility of regulation is also provided — changes in the value of hydrostatic pressure, for example, for reliability of operation of the additional packing unit in the absence of tightness of the packer and at the same time ensuring the required pressure drop. This possibility can be provided, for example, by the presence of a pumping system (lowering the liquid level) from the space behind the transport column. With a certain - achieved pressure difference, the thrust sleeve 11 and the latch 13 hold the sealing element 8 in the working additionally packaged position.

Предлагаемое устройство может быть широко использовано и в нецементируемых скважинах, где к герметичности пакера предъявлены повышенные требования.The proposed device can be widely used in cementless wells, where increased demands are made on the tightness of the packer.

Claims

A packer for a well, including a housing with a sealing element placed on it, a packing unit for a mechanical sealing element placed above the sealing element, and an additional packing unit for the hydromechanical sealing element placed below the sealing element, which can be activated when the hydrostatic pressure in the well decreases development and / or operation of the well to a predetermined value, while during additional packing of the sealing element zhnosti control the tightness of the sealing member and controlling the degree of reduction of hydrostatic pressure in the well.