RU2612398C1 - Пакер для горизонтальных скважин - Google Patents
Пакер для горизонтальных скважин Download PDFInfo
- Publication number
- RU2612398C1 RU2612398C1 RU2016116348A RU2016116348A RU2612398C1 RU 2612398 C1 RU2612398 C1 RU 2612398C1 RU 2016116348 A RU2016116348 A RU 2016116348A RU 2016116348 A RU2016116348 A RU 2016116348A RU 2612398 C1 RU2612398 C1 RU 2612398C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- barrel
- packer
- piston
- pins
- sealing elements
- Prior art date
Links
- 238000007789 sealing Methods 0.000 claims abstract description 21
- 230000006835 compression Effects 0.000 claims abstract description 8
- 238000007906 compression Methods 0.000 claims abstract description 8
- 230000006378 damage Effects 0.000 claims description 3
- 230000000284 resting effect Effects 0.000 claims description 3
- 238000012546 transfer Methods 0.000 claims description 3
- 238000004891 communication Methods 0.000 claims description 2
- 238000005065 mining Methods 0.000 abstract 1
- 239000000126 substance Substances 0.000 abstract 1
- 238000013461 design Methods 0.000 description 8
- 238000009434 installation Methods 0.000 description 6
- 239000012530 fluid Substances 0.000 description 4
- 238000002347 injection Methods 0.000 description 4
- 239000007924 injection Substances 0.000 description 4
- 239000000203 mixture Substances 0.000 description 4
- 238000012856 packing Methods 0.000 description 4
- 239000004568 cement Substances 0.000 description 3
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- 244000309464 bull Species 0.000 description 2
- 238000000605 extraction Methods 0.000 description 2
- 238000010276 construction Methods 0.000 description 1
- 239000000835 fiber Substances 0.000 description 1
- 239000000945 filler Substances 0.000 description 1
- 239000011521 glass Substances 0.000 description 1
- 238000002955 isolation Methods 0.000 description 1
- 239000007788 liquid Substances 0.000 description 1
- 238000011160 research Methods 0.000 description 1
- 238000000926 separation method Methods 0.000 description 1
- 239000000243 solution Substances 0.000 description 1
- 238000013519 translation Methods 0.000 description 1
Images
Classifications
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B33/00—Sealing or packing boreholes or wells
- E21B33/10—Sealing or packing boreholes or wells in the borehole
- E21B33/12—Packers; Plugs
Landscapes
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Geology (AREA)
- Mining & Mineral Resources (AREA)
- Physics & Mathematics (AREA)
- Environmental & Geological Engineering (AREA)
- Fluid Mechanics (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Geochemistry & Mineralogy (AREA)
- Consolidation Of Soil By Introduction Of Solidifying Substances Into Soil (AREA)
Abstract
Изобретение относится к пакерам. Техническим результатом является повышение надежности работы в горизонтальном участке скважины. Пакер для горизонтальных скважин содержит полый ствол с регулятором давления внизу, установленные на стволе уплотнительные элементы с верхним, нижним и промежуточными упорами, размещенный под ними на стволе подвижный гидроцилиндр с поршнем, который оснащен толкателем, выполненным с возможностью взаимодействия с нижним упором, верхний упор соединен со стволом с возможностью перемещения навстречу нижнему упору с сжатием уплотнительных элементов под действием поршня с гидроцилиндром, полость которого сообщена с полостью ствола через радиальный канал. Толкатель поршня выполнен кольцевым, опирается на нижний упор и оснащен изнутри одним или несколькими штифтами. Регулятор давления изготовлен в виде обратного клапана. Между нижним упором и поршнем размещен на стволе кольцевой выступ с наружными продольными чередующимися длинными и короткими проточками, которые соединены фигурными проточками под штифты толкателя. Фигурные проточки позволяют при возвратно-поступательном перемещении толкателя относительно ствола штифтам располагаться поочередно: в длинных продольных проточках - транспортное положение, в коротких продольных проточках - рабочее положение после сжатия уплотнительных элементов. Верхний упор соединен со стволом через регулировочную втулку, толщина которой подбирается в зависимости от номинального диаметра ствола скважины. 2 з.п. ф-лы, 2 ил.
Description
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и предназначено для разобщения затрубного пространства, исследования скважин и изоляции пластов в процессе строительства скважин.
Известен пакер (патент RU №2162930, МПК E21B 33/12, опубл. 10.02.2001 г., бюл. №4), включающий полый ствол, проходной канал которого выполнен равноразмерным с внутренним каналом колонны бурильных труб с переводником и радиальным каналом, установленные на стволе уплотнительные элементы с упорами, размещенный под ними якорный узел, включающий корпус с конусом с пазами и установленными в них плашками, связанными тягами с поршнем гидроцилиндра, полость которого сообщена с полостью ствола через радиальный канал и установленный на нижнем конце пакера узел управления его посадкой, выполненный в виде раздвижного штуцерного устройства, размещенного соосно с полым стволом пакера и закрытого кожухом, при этом упоры уплотнительных элементов выполнены профильными.
Недостатки данного пакера:
- высокая вероятность заклинивания пакера при использовании его в горизонтальном участке скважины, так как нагрузки от натяжения колонны бурильных труб при извлечении пакера может быть недостаточно для его распакеровки;
- высокая вероятность прихвата пакера после закачки тампонажных или цементных смесей, что может привести к сложностям при переводе пакера в транспортное положение из рабочего и возникновению аварийной ситуации;
- высокая вероятность обрыва тяг пакера при извлечении пакера в случае прихвата его после закачки тампонажных или цементных смесей, что приведет к возникновению аварийной ситуации;
- высокая вероятность негерметичной установки пакера в случае, если номинальный диаметр открытого ствола скважины будет больше, чем диаметр описанной окружности пакера по уплотнительным элементам после его пакеровки.
Наиболее близким техническим решением является пакер (патент RU №2459928, МПК E21B 33/1295, опубл. 27.08.2012 г., бюл. №24), включающий полый ствол, установленные на стволе, более двух, уплотнительные элементы с упорами и промежуточным упором, причем уплотнительные элементы на наружной поверхности, прилегающей к упорам, снабжены фасками, и под уплотнительными элементами установлена подвижная втулка, жестко соединенная с соответствующим промежуточным упором, размещенный под ними якорный узел, включающий корпус с конусом с пазами и установленными в них плашками, связанными тягами с поршнем гидроцилиндра, полость которого сообщена с полостью ствола через радиальный канал и раздвижной штуцер, установленный на нижнем конце полого ствола.
Недостатки данного пакера:
- высокая вероятность заклинивания пакера при использовании его в горизонтальном участке скважины, так как нагрузки от натяжения колонны бурильных труб при извлечении пакера может быть недостаточно для его распакеровки;
- высокая вероятность обрыва тяг пакера при извлечении пакера в случае прихвата его после закачки тампонажных или цементных смесей, что приведет к возникновению аварийной ситуации;
- высокая вероятность негерметичной установки пакера в случае, если номинальный диаметр открытого ствола скважины будет больше, чем диаметр описанной окружности пакера по уплотнительным элементам после его пакеровки.
Техническими задачами предлагаемого изобретения являются повышение надежности работы пакера в горизонтальном участке скважины за счет использования гидравлики при его установке и распакеровке, исключения из его конструкции тяг и обеспечения гарантированного извлечения пакера за счет включения в конструкцию пакера штифтов, выполненных с возможностью разрушения при невозможности перевода его в транспортное положение из рабочего, а также снижение вероятности негерметичной установки пакера в случае, если номинальный диаметр открытого ствола скважины будет больше, чем диаметр описанной окружности пакера по уплотнительным элементам после его пакеровки, за счет включения в конструкцию регулировочной втулки, толщина которой подбирается в зависимости от номинального диаметра открытого ствола скважины.
Технические задачи решаются пакером для горизонтальных скважин, включающим полый ствол с регулятором давления внизу, установленные на стволе уплотнительные элементы с верхним, нижним и промежуточными упорами, размещенный под ними на стволе подвижный гидроцилиндр с поршнем, который оснащен толкателем, выполненным с возможностью взаимодействия с нижним упором, а верхний упор соединен со стволом с возможностью перемещения навстречу нижнему упору с сжатием уплотнительных элементов под действием поршня с гидроцилиндром, полость которого сообщена с полостью ствола через радиальный канал.
Новым является то, что толкатель поршня выполнен кольцевым, опирающимся на нижний упор и оснащенным изнутри одним или несколькими штифтами, регулятор давления изготовлен в виде обратного клапана, а между нижним упором и поршнем размещен на стволе кольцевой выступ с наружными продольными чередующимися длинными и короткими проточками, соединенными фигурными проточками под штифты толкателя, позволяющими при возвратно-поступательном перемещении толкателя относительно ствола штифтам располагаться поочередно то в длинных продольных проточках - транспортное положение, то в коротких продольных проточках - рабочее положение после сжатия уплотнительных элементов, при этом верхний упор соединен со стволом через регулировочную втулку, толщина которой подбирается в зависимости от номинального диаметра ствола скважины, а также то, что регулятор давления выполнен без ограничителя шара, при этом шар выполнен деформируемым при определенном перепаде давления для возможности его проталкивания через отверстие регулятора давления, а штифты выполнены с возможностью разрушения при невозможности перевода пакера в транспортное положение из рабочего.
На фиг. 1 показан пакер в транспортном положении.
На фиг. 2 показан пакер в рабочем положении.
Пакер (фиг. 1, 2) содержит полый ствол 1 с регулятором давления 2 внизу, выполненным в виде обратного клапана, установленные на стволе 1 уплотнительные элементы 3 с верхним 4 и нижним 5 упорами, размещенный под ними на стволе 1 подвижный гидроцилиндр 6 с поршнем 7, который оснащен кольцевым толкателем 8, опирающимся на нижний упор 5 и оснащенным изнутри одним или несколькими штифтами 9. Верхний упор 4 соединен со стволом 1 с возможностью перемещения навстречу нижнему упору 5 с сжатием уплотнительных элементов 3 под действием поршня 7 гидроцилиндра 6, полость 10 которого сообщена с полостью 11 ствола 1 через радиальный канал 12. Между нижним упором 5 и поршнем 7 размещен на стволе 1 кольцевой выступ 13 с наружными продольными чередующимися длинными 14 и короткими 15 (фиг. 1) проточками, соединенными фигурными проточками 16 под штифты 9 (фиг. 1, 2) толкателя 8, позволяющими при возвратно-поступательном перемещении толкателя 8 относительно ствола 1 штифтами 9 располагаться поочередно то в длинных проточках 14 - транспортное положение, то в коротких продольных проточках 15 (фиг. 1) - рабочее положение (фиг. 2) после сжатия уплотнительных элементов 3. При этом верхний упор 4 (фиг. 1, 2) соединен со стволом 1 через регулировочную втулку 17, толщина которой подбирается в зависимости от номинального диаметра ствола скважины (на фиг. не показано).
Регулятор давления 2 выполнен без ограничителя шара 18, при этом шар 18 выполнен деформируемым при определенном перепаде давления для возможности его проталкивания через отверстие 19 регулятора давления 2.
Кроме этого штифты 9 выполнены с возможностью разрушения при невозможности перевода пакера в транспортное положение из рабочего.
Пакер работает следующим образом.
Перед спуском пакера в скважину после определения номинального диаметра ствола скважины по результатам геофизических исследований подбирают толщину регулировочной втулки 17 таким образом, чтобы диаметр описанной окружности пакера по уплотнительным элементам 3 после его пакеровки был больше номинального диаметра ствола скважины, и устанавливают регулировочную втулку 17 на ствол 1. Далее на колонне бурильных труб (на фиг. не показаны) пакер спускают в скважину до проектной глубины. При этом через регулятор давления 2 происходит заполнение колонны бурильных труб. В колонну труб нагнетают жидкость. За счет того, что регулятор давления 2 оснащен шаром в полости 11 ствола 1, создается избыточное давление, которое через радиальный канал 12 передается в полость 10 гидроцилиндра 6 и воздействует на поршень 7. Поршень 7 через кольцевой толкатель 8 давит на нижний упор 4, уплотнительные элементы 3 сжимаются между верхним 4 и нижним 5 упорами, прилегают к стенкам скважины, разобщая ствол скважины. При этом штифты 9 кольцевого толкателя 8 располагаются в коротких продольных проточках 15 (фиг. 1) кольцевого выступа 13, фиксируя пакер в рабочем положении. Снижением уровня жидкости вызывают приток скважинной жидкости. В случае, если из скважины поступает вода, для определения границы интервала водопритока в колонне бурильных труб создают избыточное давление, при этом штифты 9 (фиг. 1, 2) кольцевого толкателя 8 выходят из коротких продольных проточек 15 (фиг. 1) кольцевого выступа 13 (фиг. 1, 2), по фигурным проточкам 16 (фиг. 1) перемещаются и располагаются в длинных проточках 14 (фиг. 1, 2), занимая транспортное положение, и пакер освобождается. Перемещают инструмент на необходимое расстояние и созданием избыточного давления производят повторную установку пакера и снижением уровня вызывают приток скважинной жидкости. После определения интервала водопритока внутри колонны труб создают расчетное давление, шар 18, выполненный деформируемым, проталкивается через отверстие 19 регулятора давления 2, кроме этого, за счет того, что регулятор давления 2 выполнен без ограничителя шара 18, проходной канал 20 пакера оказывается свободным для проведения технологических операций, в том числе и закачки тампонажных смесей с крупноразмерными и крупноволокнистыми наполнителями.
Для извлечения пакера из скважины в колонну бурильных труб бросают шар (на фиг. не показан), нагнетанием жидкости доводят его до регулятора давления 2 и перекрывают проходной канал 20 пакера, создают избыточное давление, при этом штифты 9 кольцевого толкателя 8 выходят из коротких продольных проточек 15 (фиг. 1) кольцевого выступа 13 (фиг. 1, 2), по фигурным проточкам 16 (фиг. 1) перемещаются и располагаются в длинных проточках 14 (фиг. 1, 2), занимая транспортное положение, и пакер извлекается на поверхность.
В случае невозможности перевода пакера в транспортное положение из рабочего, производят натяжение колонны бурильных труб, при расчетной нагрузке происходит срез штифтов 9 кольцевого толкателя 8 и пакер извлекается на поверхность.
Преимуществами предлагаемого пакера являются повышение надежности работы пакера в горизонтальном участке скважины за счет использования гидравлики при его установке и распакеровке, исключения из его конструкции тяг и обеспечения гарантированного извлечения пакера за счет включения в конструкцию пакера штифтов, выполненных с возможностью разрушения при невозможности перевода его в транспортное положение из рабочего, а также снижение вероятности негерметичной установки пакера в случае, если номинальный диаметр открытого ствола скважины будет больше, чем диаметр описанной окружности пакера по уплотнительным элементам после его пакеровки, за счет включения в конструкцию регулировочной втулки, толщина которой подбирается в зависимости от номинального диаметра открытого ствола скважины.
Claims (3)
1. Пакер для горизонтальных скважин, содержащий полый ствол с регулятором давления внизу, установленные на стволе уплотнительные элементы с верхним, нижним и промежуточными упорами, размещенный под ними на стволе подвижный гидроцилиндр с поршнем, который оснащен толкателем, выполненным с возможностью взаимодействия с нижним упором, а верхний упор соединен со стволом с возможностью перемещения навстречу нижнему упору с сжатием уплотнительных элементов под действием поршня с гидроцилиндром, полость которого сообщена с полостью ствола через радиальный канал, отличающийся тем, что толкатель поршня выполнен кольцевым, опирающимся на нижний упор и оснащенным изнутри одним или несколькими штифтами, регулятор давления изготовлен в виде обратного клапана, а между нижним упором и поршнем размещен на стволе кольцевой выступ с наружными продольными чередующимися длинными и короткими проточками, соединенными фигурными проточками под штифты толкателя, позволяющими при возвратно-поступательном перемещении толкателя относительно ствола штифтам располагаться поочередно то в длинных продольных проточках - транспортное положение, то в коротких продольных проточках - рабочее положение после сжатия уплотнительных элементов, при этом верхний упор соединен со стволом через регулировочную втулку, толщина которой подбирается в зависимости от номинального диаметра ствола скважины.
2. Пакер для горизонтальных скважин по п. 1, отличающийся тем, что регулятор давления выполнен без ограничителя шара, при этом шар выполнен деформируемым при определенном перепаде давления для возможности его проталкивания через отверстие регулятора давления.
3. Пакер для горизонтальных скважин по п. 1, отличающийся тем, что штифты выполнены с возможностью разрушения при невозможности перевода пакера в транспортное положение из рабочего.
Priority Applications (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
RU2016116348A RU2612398C1 (ru) | 2016-04-26 | 2016-04-26 | Пакер для горизонтальных скважин |
Applications Claiming Priority (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
RU2016116348A RU2612398C1 (ru) | 2016-04-26 | 2016-04-26 | Пакер для горизонтальных скважин |
Publications (1)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
RU2612398C1 true RU2612398C1 (ru) | 2017-03-09 |
Family
ID=58459708
Family Applications (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
RU2016116348A RU2612398C1 (ru) | 2016-04-26 | 2016-04-26 | Пакер для горизонтальных скважин |
Country Status (1)
Country | Link |
---|---|
RU (1) | RU2612398C1 (ru) |
Cited By (1)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
CN108397154A (zh) * | 2018-03-02 | 2018-08-14 | 荆州市赛瑞能源技术有限公司 | 一种防遇阻的液压封隔器 |
Citations (6)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
RU2133327C1 (ru) * | 1997-03-24 | 1999-07-20 | Научно-исследовательский и проектный институт "Севернипигаз" РАО "Газпром" предприятие "Севергазпром" | Интервальный пакер |
WO2005071218A1 (en) * | 2004-01-27 | 2005-08-04 | Halliburton Energy Services, Inc. | Method for removing a tool from a well |
RU2283941C1 (ru) * | 2005-06-28 | 2006-09-20 | Закрытое акционерное общество "НТЦ ГЕОТЕХНОКИН" (ЗАО "НТЦ ГЕОТЕХНОКИН") | Устройство для изоляции зоны осложнения в скважине |
RU68055U1 (ru) * | 2007-07-16 | 2007-11-10 | Владимир Васильевич Торопынин | Пакер гидравлический (варианты) |
RU2459928C1 (ru) * | 2011-03-18 | 2012-08-27 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Пакер |
RU143019U1 (ru) * | 2014-02-05 | 2014-07-10 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Пакер |
-
2016
- 2016-04-26 RU RU2016116348A patent/RU2612398C1/ru active
Patent Citations (6)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
RU2133327C1 (ru) * | 1997-03-24 | 1999-07-20 | Научно-исследовательский и проектный институт "Севернипигаз" РАО "Газпром" предприятие "Севергазпром" | Интервальный пакер |
WO2005071218A1 (en) * | 2004-01-27 | 2005-08-04 | Halliburton Energy Services, Inc. | Method for removing a tool from a well |
RU2283941C1 (ru) * | 2005-06-28 | 2006-09-20 | Закрытое акционерное общество "НТЦ ГЕОТЕХНОКИН" (ЗАО "НТЦ ГЕОТЕХНОКИН") | Устройство для изоляции зоны осложнения в скважине |
RU68055U1 (ru) * | 2007-07-16 | 2007-11-10 | Владимир Васильевич Торопынин | Пакер гидравлический (варианты) |
RU2459928C1 (ru) * | 2011-03-18 | 2012-08-27 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Пакер |
RU143019U1 (ru) * | 2014-02-05 | 2014-07-10 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Пакер |
Cited By (2)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
CN108397154A (zh) * | 2018-03-02 | 2018-08-14 | 荆州市赛瑞能源技术有限公司 | 一种防遇阻的液压封隔器 |
CN108397154B (zh) * | 2018-03-02 | 2019-11-26 | 荆州市赛瑞能源技术有限公司 | 一种防遇阻的液压封隔器 |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
RU2519281C1 (ru) | Насосно-пакерная и отсекательная система для одновременно-раздельной эксплуатации пластов скважины (варианты) | |
RU154511U1 (ru) | Пакер разбуриваемый с посадочным инструментом | |
RU2295625C2 (ru) | Пакер механический для скважины с одним или несколькими пластами | |
RU2612398C1 (ru) | Пакер для горизонтальных скважин | |
RU2730156C1 (ru) | Клапан перепускной управляемый | |
RU2603110C1 (ru) | Способ установки цементного моста в обсаженной скважине и устройство для его осуществления | |
RU162003U1 (ru) | Управляющая муфта для потайных колонн | |
RU92460U1 (ru) | Устройство для герметизации межтрубного пространства пакер бик-700 | |
RU162662U1 (ru) | Разбуриваемый пакер-пробка | |
RU154295U1 (ru) | Пакер разбуриваемый | |
RU2612167C1 (ru) | Клапан для обсадных колонн | |
RU143019U1 (ru) | Пакер | |
RU2560035C1 (ru) | Перепускной клапан | |
RU2290489C2 (ru) | Пакер механический для скважины с одним или несколькими пластами (варианты) | |
RU2533514C1 (ru) | Гидромеханический перфоратор | |
RU2584258C1 (ru) | Устройство для подвески и герметизации потайной обсадной колонны | |
RU2752804C1 (ru) | Пакер скважинный гидромеханический | |
RU2431734C1 (ru) | Устройство для обработки пластов в скважине | |
RU2371567C1 (ru) | Способ локализации зон негерметичности эксплуатационной колонны | |
RU2626108C2 (ru) | Способ крепления скважины потайной колонной с фильтром | |
RU2421600C1 (ru) | Устройство для обработки пластов в скважине | |
RU2584428C1 (ru) | Устройство для ступенчатого цементирования обсадных колонн | |
RU2542062C1 (ru) | Устройство для обработки пласта в горизонтальной скважине | |
RU2325508C2 (ru) | Циркуляционный клапан | |
RU2709852C1 (ru) | Устройство для селективной обработки гидравлическое |