RU2678339C1

RU2678339C1 - Swelling packer

Info

Publication number: RU2678339C1
Application number: RU2018100473A
Authority: RU
Inventors: Анатолий Андреевич Исаев; Рашит Мусагитович Ахунов; Рустем Шафагатович Тахаутдинов; Владимир Иванович Малыхин; Алмаз Амирзянович Шарифуллин
Priority date: 2018-01-09
Filing date: 2018-01-09
Publication date: 2019-01-28

Abstract

FIELD: sealing elements.

SUBSTANCE: invention relates to the swelling packers. Swelling packer contains a hollow barrel with threaded ends, installed on the hollow barrel sealing elements, made of a swelling elastomer, protective rings fixed on the hollow barrel at the sealing elements end sections, and the retainer ring. On the sealing elements end sections the separating rings are installed, fixed on the hollow barrel with the help of fasteners and made with a locking part (ledge-recess). Centralizers are installed with a gap "S" from the separating and protective rings. Retainer ring is made with a cap and with a lock part (ledge-recess) on the barrel. Number of consecutively installed retainer rings, separating rings and sealing elements is determined by the packer length.

EFFECT: technical result is increase in the sealing elements on the hollow barrel fastening reliability.

3 cl, 7 dwg

Description

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, а именно, к пакерующим устройствам с уплотнительными элементами, выполненными из разбухающих эластомеров, предназначенным для разобщения пространства и изоляции пластов при строительстве, эксплуатации и ремонте нефтяных и газовых скважин.The invention relates to the oil and gas industry, in particular, to packing devices with sealing elements made of swellable elastomers, designed to separate the space and isolation of the layers during the construction, operation and repair of oil and gas wells.

Известен пакер, включающий полый ствол с уплотнительным элементом из набухающего полимера (Патент РФ на полезную модель №70543, Е21В 33/12, 2007).Known packer comprising a hollow barrel with a sealing element made of swellable polymer (RF Patent for utility model No. 70543, ЕВВ 33/12, 2007).

Недостатком пакера является сложность изготовления уплотнительного элемента с заданными параметрами разбухания, низкая надежность крепления уплотнительных элементов к полому стволу, а также недостаточная его герметизирующая способность, обусловленная свойствами и структурой полимера.The disadvantage of the packer is the difficulty of manufacturing a sealing element with predetermined swelling parameters, low reliability of fastening of the sealing elements to the hollow barrel, as well as its insufficient sealing ability, due to the properties and structure of the polymer.

Известен пакер, включающий полый ствол, установленный на стволе уплотнительный элемент, выполненный из разбухающего эластомера, и защитные кольца, закрепленные на стволе у концевых участков уплотнительного элемента, на наружной поверхности уплотнительного элемента или ее части выполнены кольцевые канавки произвольной формы полимера (Патент РФ на полезную модель №86650, Е21В 33/12, 2009). Указанный пакер по технической сущности более близок к предлагаемому пакеру набухающему, и его можно взять в качестве прототипа.A packer is known, including a hollow barrel, a sealing element mounted on the barrel made of a swelling elastomer, and protective rings mounted on the barrel at the end sections of the sealing element, ring grooves of an arbitrary polymer shape are made on the outer surface of the sealing element (Patent of the Russian Federation for useful Model No. 866650, ЕВВ 33/12, 2009). The specified packer in technical essence is closer to the proposed swellable packer, and it can be taken as a prototype.

Недостатком данного пакера является низкая надежность крепления уплотнительных элементов на полом стволе, отсутствие в конструкции пакера центрирующих устройств. В процессе спуска данного пакера в скважину может произойти страгивание с места и скольжение защитных колец и уплотнительных элементов вдоль полого ствола, вплоть до разрушения колец с последующим выдавливанием уплотнительных элементов.The disadvantage of this packer is the low reliability of mounting the sealing elements on the hollow barrel, the absence of centering devices in the design of the packer. During the descent of this packer into the well, stragging and sliding of the protective rings and sealing elements along the hollow shaft, up to the destruction of the rings with the subsequent extrusion of the sealing elements, can occur.

Техническим результатом заявляемого изобретения является создание конструкции, позволяющей надежно крепить уплотнительные элементы на полом стволе, исключить возможность проворачивания уплотнительных элементов, облегчить процесс спуска обсадных колонн, уменьшая силу трения между обсадными трубами и стенками скважины, а также спускать в скважину в составе обсадной колонны без снижения надежности разобщения затрубного пространства в скважине при ее креплении, освоении и эксплуатации.The technical result of the claimed invention is the creation of a design that allows you to securely fasten the sealing elements on the hollow shaft, eliminate the possibility of turning the sealing elements, facilitate the lowering of the casing strings, reducing the friction between the casing pipes and the walls of the borehole, and also lower them into the borehole without casing reliability of separation of the annulus in the well during its fastening, development and operation.

Поставленный технический результат решается описываемым пакером набухающим, содержащим полый ствол с резьбовыми концами, установленные на полом стволе уплотнительные элементы, выполненные из разбухающего эластомера, защитные кольца, закрепленные на полом стволе у концевых участков уплотнительных элементов, и кольцо-фиксатор.The technical result is solved by the swellable packer described, comprising a hollow barrel with threaded ends, sealing elements installed on the hollow barrel made of a swellable elastomer, protective rings fixed to the hollow barrel at the end sections of the sealing elements, and a retainer ring.

Новым является то, что на концевых участках уплотнительных элементов установлены разделительные кольца, закрепленные на полом стволе с помощью крепежных деталей и выполненные с замковой частью (выступ-впадина), защитные кольца и уплотнительные элементы крепятся к полому стволу с помощью клея, с зазором «S» от разделительных и защитных колец установлены центраторы, кольцо-фиксатор выполнено с шапкой и с замковой частью (выступ-впадина) на стволе, причем количество последовательно установленных колец-фиксаторов, разделительных колец и уплотнительных элементов определяется длиной пакера набухающего.New is that at the end sections of the sealing elements there are installed dividing rings fixed to the hollow shaft with fasteners and made with a locking part (protrusion-trough), the protective rings and sealing elements are attached to the hollow barrel with glue, with a gap "S »Centralizers are installed from the dividing and protective rings, the locking ring is made with a cap and with a locking part (protrusion-cavity) on the barrel, and the number of locking rings, dividing rings, and packs in series otnitelnyh elements determined by the length of the swellable packer.

Новым является также то, что уплотнительные элементы, защитные кольца и разделительные кольца крепятся к полому стволу при помощи клея.Also new is the fact that the sealing elements, protective rings and spacer rings are attached to the hollow barrel with glue.

Новым является также то, что при длине пакера набухающего свыше 5 метров в средней части устанавливается дополнительный центратор.Also new is the fact that with a packer length swelling over 5 meters, an additional centralizer is installed in the middle part.

Предлагаемое изобретение поясняется чертежами, где:The invention is illustrated by drawings, where:

- на фиг. 1 изображен пакер набухающий в транспортном положении с вариантом установки центратора исполнением жесткий и не срезанными головками крепежных деталей;- in FIG. 1 shows a packer swelling in a transport position with an option to install a centralizer, with a rigid version and not cut off heads of fasteners;

- на фиг. 2 - пакер набухающий, сечение А-А;- in FIG. 2 - swelling packer, section AA;

- на фиг. 3 - вид на Б, где видны положения деталей пакера набухающего в увеличенном виде;- in FIG. 3 is a view of B, where the positions of the details of the swellable packer are visible in an enlarged view;

- на фиг. 4 - вид на В, где показано крепление уплотнительных элементов с кольцом-фиксатором;- in FIG. 4 is a view of B, where the fastening of the sealing elements with a locking ring is shown;

- на фиг. 5 - вид на Г, где показана крепежная деталь в защитном кольце;- in FIG. 5 is a view of G, which shows the fastener in the protective ring;

- на фиг. 6 - вид на Д, где показано крепление уплотнительного элемента к полому стволу и разделительному кольцу;- in FIG. 6 is a view of D, where the fastening of the sealing element to the hollow barrel and the separation ring is shown;

- на фиг. 7 - пакер набухающий, расположение в рабочем положении в скважине.- in FIG. 7 - swelling packer, location in working position in the well.

Пакер набухающий состоит из полого ствола 1 с резьбовыми концами 2 и 3 (фиг. 1). На резьбовый конец 2 навернута муфта 4. Рядом с муфтой 4 на полом стволе 1 закреплено с помощью крепежных деталей 5 (фиг. 1, 2 и 5) и клея-герметика, например Loctite-243, защитное кольцо 6, с зазором «S» к нему установлен центратор 7 и аналогично защитному кольцу 6 закреплено разделительное кольцо 8 (фиг. 1 и 3).The swellable packer consists of a hollow barrel 1 with threaded ends 2 and 3 (Fig. 1). A coupling 4 is screwed onto the threaded end 2. Next to the coupling 4, on the hollow shaft 1 is fixed with fasteners 5 (Fig. 1, 2 and 5) and adhesive sealant, for example Loctite-243, protective ring 6, with a clearance “S” a centralizer 7 is mounted to it and, similarly to the protective ring 6, a dividing ring 8 is fixed (Figs. 1 and 3).

Головки крепежных деталей 5 (фиг. 1, 2 и 5) перед монтажом на скважине срезают. На наружной поверхности защитного кольца 6 выполнена фаска 9 (фиг. 1 и 3). На наружной поверхности разделительного кольца 8 выполнена с одной стороны фаска 10 (фиг. 3), а на противоположной стороне разделительного кольца 8 выполнена замковая часть (впадина) 11 для надежной установки уплотнительных элементов 12 (фиг. 6). Между разделительным кольцом 8 и центратором 7 выполнен зазор «S» (фиг. 3). Вплотную к разделительному кольцу 8 на полом стволе 1 установлены уплотнительные элементы 12, затем кольцо-фиксатор 13 (фиг. 1). Кольцо-фиксатор 13 выполнено с шапкой 14 и замковой частью (выступ-впадина) на стволе 15 для надежной установки уплотнительных элементов 12 (фиг. 4).The heads of the fasteners 5 (Figs. 1, 2, and 5) are cut off before being mounted on the well. On the outer surface of the protective ring 6, a chamfer 9 is made (Fig. 1 and 3). On the outer surface of the dividing ring 8, a chamfer 10 is made on one side (Fig. 3), and on the opposite side of the dividing ring 8 there is a locking part (depression) 11 for the reliable installation of the sealing elements 12 (Fig. 6). Between the dividing ring 8 and the centralizer 7, a clearance "S" is made (Fig. 3). Sealing to the dividing ring 8 on the hollow barrel 1, sealing elements 12 are installed, then the locking ring 13 (Fig. 1). The retainer ring 13 is made with a cap 14 and a locking part (protrusion-cavity) on the barrel 15 for reliable installation of the sealing elements 12 (Fig. 4).

Разбухающий материал уплотнительных элементов 12 выбран исходя из его увеличения в объеме под воздействием, по меньшей мере, одной заранее определенной текучей среды, которая может быть углеводородной текучей средой либо водной текучей средой или рассолом.The swellable material of the sealing elements 12 is selected based on its increase in volume under the influence of at least one predetermined fluid, which may be a hydrocarbon fluid or an aqueous fluid or brine.

Уплотнительные элементы 12 крепятся к полому стволу 1 с помощью клея, например "Праймер" (фиг. 6), что позволяет надежно крепить уплотнительные элементы 12 на полом стволе 1, исключить возможность проворачивания уплотнительных элементов 2 относительно полого ствола 1. Аналогичным образом могут быть установлены и закреплены еще несколько партий уплотнительных элементов 12, между партиями которых устанавливаются кольца-фиксаторы 13 и закреплены разделительные кольца 8 (фиг. 1).The sealing elements 12 are attached to the hollow barrel 1 with glue, for example, "Primer" (Fig. 6), which allows you to securely fasten the sealing elements 12 on the hollow barrel 1, to exclude the possibility of turning the sealing elements 2 relative to the hollow barrel 1. In a similar way can be installed and several more batches of sealing elements 12 are fixed, between the batches of which rings-retainers 13 are installed and dividing rings 8 are fixed (Fig. 1).

Количество последовательно установленных уплотнительных элементов 12, колец-фиксаторов 13 и разделительных колец 8 определяется длиной пакера набухающего.The number of sequentially installed sealing elements 12, retainer rings 13 and spacer rings 8 is determined by the length of the swellable packer.

Уплотнительные элементы 12 расположены относительно разделительных колец 8 и колец-фиксаторов 13 таким образом, что обеспечивается фиксация замковой части (выступ-впадина).The sealing elements 12 are located relative to the dividing rings 8 and the retainer rings 13 in such a way that the locking part (protrusion-cavity) is secured.

За последним разделительным кольцом 16 с зазором «S» установлен центратор 17 (по аналогии с центратором 7) и, с зазором «S», защитное кольцо 18 (фиг. 1). При длине пакера набухающего свыше 5 метров в средней его части может быть установлен дополнительный центратор (на фигурах не показан). Использование центраторов в конструкции пакера набухающего позволяет облегчить процесс спуска обсадных труб 19, уменьшая силу трения между обсадными трубами и стенками скважины.Behind the last dividing ring 16 with a gap “S” a centralizer 17 is installed (by analogy with a centralizer 7) and, with a gap “S”, a protective ring 18 (Fig. 1). When the length of the swellable packer is more than 5 meters, an additional centralizer can be installed in its middle part (not shown in the figures). The use of centralizers in the design of the swellable packer makes it easier to lower the casing 19, reducing the frictional force between the casing and the walls of the well.

В частном исполнении уплотнительные элементы 12 могут быть выполнены из эластомера, разбухающего в воде или нефти, а также комбинированным, состоящим из двух частей, одна из которых выполнена из эластомера, разбухающего в воде, а другая из эластомера, разбухающего в нефти, при этом части разделены между собой кольцом-фиксатором 13. Пакер набухающий входит в состав колонны обсадных труб 19.In a particular embodiment, the sealing elements 12 can be made of an elastomer swelling in water or oil, as well as a combination of two parts, one of which is made of an elastomer swelling in water, and the other is of an elastomer swelling in oil, while separated by a retainer ring 13. A swellable packer is included in the casing string 19.

Пакер набухающий работает следующим образом.The swellable packer works as follows.

Пакер набухающий в составе колонны обсадных труб 19 спускают в открытый ствол скважины в интервал, например, между водоносным и нефтяным пластами (на фигурах не показаны), требующих разобщения их в период эксплуатации скважины. В процессе освоения и эксплуатации скважины уплотнительные элементы 12, взаимодействуя с пластовой жидкостью из водоносного (нефтенасыщенного) пласта, набухают до плотного контакта с поверхностью ствола, при этом уплотнительные элементы увеличиваются многократно в объеме, внедряются в окружающие полости и каналы, заполняют и герметизируют их, и в итоге разобщают пласты. Процесс набухания продолжается в процессе эксплуатации скважины по мере образования новых каналов и поступления в них пластовой жидкости.The swellable packer in the casing string 19 is lowered into the open wellbore in the interval, for example, between aquifers and oil reservoirs (not shown in the figures), requiring separation thereof during the life of the well. In the process of developing and operating the well, the sealing elements 12, interacting with the reservoir fluid from the aquifer (oil-saturated) layer, swell to close contact with the surface of the barrel, while the sealing elements increase many times in volume, penetrate the surrounding cavities and channels, fill and seal them, and eventually separate layers. The swelling process continues during the operation of the well as new channels are formed and formation fluid enters them.

Общее количество внедренных на скважинах добывающих компаний АО "Шешмаойл", АО "Иделойл", АО Теотех", АО Теология", ЗАО "Охтин-ойл", АО "Елабуганефть", АО "Кондурчанефть" и ООО "НК-Геология" (Республика Татарстан) за 2014-2017 годы пакеров набухающих, описанных в настоящем изобретении, составило 164 шт. Внедрение пакеров набухаюших позволило не проводить водоизоляционные работы на стадии освоения после перфорации эксплуатационной колонны. Обводненность скважин с пакерами набухающими ниже (в среднем 6%), по сравнению с базовыми скважинами (30%).The total number of production companies introduced at wells by Sheshmaoil JSC, Ideloil JSC, Teotech JSC, Theology JSC, Okhtin-oil JSC, Elabugananeft JSC, Kondurchaneft JSC and NK-Geology LLC (Republic Tatarstan) for 2014-2017, the swellable packers described in the present invention amounted to 164 pcs. The introduction of swellable packers allowed not to carry out waterproofing work at the development stage after perforation of the production string. The water cut of wells with swellable packers is lower (on average 6%), compared to base wells (30%).

Таким образом, пакер надежно герметизирует заколонное пространство скважины и служит для разобщения затрубного пространства в процессе всего периода освоения и эксплуатации скважины.Thus, the packer reliably seals the annulus of the well and serves to separate the annulus during the entire period of development and operation of the well.

Claims

1. A swellable packer comprising a hollow barrel with threaded ends, sealing elements mounted on a hollow barrel made of a swellable elastomer, protective rings fixed to the hollow barrel at the end sections of the sealing elements, and a retainer ring, characterized in that at the end sections of the sealing of the elements, dividing rings are mounted, fixed on the hollow shaft with the help of fasteners and made with a locking part (protrusion-trough), with a gap “S” from the dividing and protective rings s are centralizers, the locking ring is made with a cap and with a locking part (protrusion-cavity) on the barrel, and the number of sequentially installed locking rings, spacer rings and sealing elements is determined by the length of the swellable packer.

2. The swellable packer according to claim 1, characterized in that the sealing elements, protective rings and spacer rings are attached to the hollow barrel with glue.

3. The swellable packer according to claim 1, characterized in that an additional centralizer is installed in the middle part with a swellable packer over 5 meters in length.