RU2686135C1 - Well packer - Google Patents
Well packer Download PDFInfo
- Publication number
- RU2686135C1 RU2686135C1 RU2018112603A RU2018112603A RU2686135C1 RU 2686135 C1 RU2686135 C1 RU 2686135C1 RU 2018112603 A RU2018112603 A RU 2018112603A RU 2018112603 A RU2018112603 A RU 2018112603A RU 2686135 C1 RU2686135 C1 RU 2686135C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- possibility
- cuffs
- annular
- packer
- cuff
- Prior art date
Links
- 239000000463 material Substances 0.000 claims abstract description 17
- 230000003993 interaction Effects 0.000 claims abstract description 9
- 238000005065 mining Methods 0.000 abstract 1
- 239000000126 substance Substances 0.000 abstract 1
- 230000008961 swelling Effects 0.000 description 12
- 238000007789 sealing Methods 0.000 description 10
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 description 6
- 244000309464 bull Species 0.000 description 3
- 239000013013 elastic material Substances 0.000 description 2
- 238000003754 machining Methods 0.000 description 1
- 238000004904 shortening Methods 0.000 description 1
- 239000007787 solid Substances 0.000 description 1
- 239000011343 solid material Substances 0.000 description 1
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 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)
- Investigation Of Foundation Soil And Reinforcement Of Foundation Soil By Compacting Or Drainage (AREA)
Abstract
Description
Изобретение относится к нефтегазовой промышленности, а точнее к пакерам для герметизации межколонного пространства, или между обсадной трубой и стенкой скважины.The invention relates to the oil and gas industry, and more specifically to packers for sealing the annular space, or between the casing and the borehole wall.
Известен пакер механический, содержащий полый ствол с верхним и нижним упорами, между которыми с возможностью взаимодействия между собой по торцам и ограниченного осевого перемещения установлены две уплотнительные манжеты, а между ними и под нижней манжетой -жесткие диски, якорь со шлипсами, имеющими возможность ограниченного осевого перемещения и взаимодействия с нижним диском (см. Пат. РФ №2139408, МПК Е21В 33/12,опуб. 11.10.1999 г.).A mechanical packer is known, containing a hollow trunk with upper and lower stops, between which two sealing cups are installed with the possibility of interaction between each other along the ends and limited axial movement, and between them and under the lower cuff are hard disks, an anchor with slips having a limited axial movement and interaction with the lower disk (see. Pat. Of the Russian Federation No. 2139408, IPC E21V 33/12, published. 10/11/1999).
Недостатком известного устройства является вероятность возникновения утечек через сквозные зазоры между манжетами и уплотняемой поверхностью вследствие неровностей уплотняемой поверхности и значительной твердости материала манжет.A disadvantage of the known device is the likelihood of leakage through the end gaps between the cuffs and the sealing surface due to irregularities of the sealing surface and the considerable hardness of the material of the cuffs.
Известен пакер скважинный набухающий, содержащий цилиндрический полый корпус с установленными снаружи разбухающими манжетами между опорами корпуса, между манжетами, а также между манжетами и упорами установлены кольцевые упоры, выполненные с возможностью продольного перемещения относительно корпуса, якорь, установленный с возможностью взаимодействия с торцом крайнего диска (см. Пат. РФ №2605242, МПК Е21В 33/12, опуб. 20.12.2016, бюл. №35).Known packer borehole swelling, containing a cylindrical hollow body installed outside the swelling cuffs between the supports of the body, between the cuffs, as well as between the cuffs and lugs installed ring lugs made with the possibility of longitudinal movement relative to the body, the anchor installed with the possibility of interaction with the end of the outer disk ( see Pat. RF №2605242, IPC E21V 33/12, published 12/20/2016, bull. # 35).
Недостатком известного устройства является вероятность возникновения утечек через манжеты пакера вследствие снижения механических свойств эластичного материала манжеты при расширении и значительного герметизируемого кольцевого зазора. Так, величина диаметрального зазора между пакером и обсадной трубой составляет от 15 до 20 мм при перепаде давления в пакере 10-100 МПа (см. кн.: Расчет и конструирование нефтепромыслового оборудования. Учебное пособие для вузов. Чичеров Л.Г., Молчанов Г.В., Рабинович А.М и др. - М.: Недра, 1987, с. 49).A disadvantage of the known device is the likelihood of leakage through the cuffs of the packer due to a decrease in the mechanical properties of the elastic material of the cuff during expansion and a significant sealable annular gap. So, the size of the diametral clearance between the packer and the casing is from 15 to 20 mm with a pressure drop in the packer of 10-100 MPa (see the book: Calculation and Design of Oilfield Equipment. A textbook for universities. Chicherov LG, Molchanov G .V., Rabinovich AM and others - M .: Nedra, 1987, p. 49).
Известен пакер скважинный, содержащий цилиндрический полый корпус с установленными снаружи, как минимум, двумя манжетами и кольцевыми упорами между ними и нижней манжетой между двумя опорами корпуса с возможностью продольного ограниченного осевого перемещения относительно корпуса, якорь с конической внутренней поверхностью, ответно выполненной наружной поверхности нижнего упора, снабженный шлипсами на боковой поверхности, и установленный с возможностью ограниченного осевого перемещения с возможностью взаимодействия с нижним упором (см. пат. РФ №№2209927, МПК Е21В 33/12, опуб. 10.08.2003, бюл. №22), который принят за прототип.Known downhole packer containing a cylindrical hollow body with installed outside at least two cuffs and annular stops between them and the bottom cuff between the two supports of the body with the possibility of longitudinal limited axial movement relative to the body, an anchor with a conical inner surface responsively made to the outer surface of the lower stop , equipped with slips on the side surface, and installed with the possibility of limited axial movement with the possibility of interaction with the lower stop m (see. US Pat. RF №№2209927, IPC E 21 B 33/12, opub. 10.08.2003, Bull. №22), which is taken as a prototype.
Недостатком известного устройства является вероятность возникновения утечек через сквозные зазоры между манжетами и уплотняемой поверхностью вследствие неровностей уплотняемой поверхности и значительной твердости материала манжет.A disadvantage of the known device is the likelihood of leakage through the end gaps between the cuffs and the sealing surface due to irregularities of the sealing surface and the considerable hardness of the material of the cuffs.
Целью предлагаемого технического решения является снижение вероятности возникновения утечек в пакере.The purpose of the proposed technical solution is to reduce the likelihood of leaks in the packer.
Указанная цель достигается тем, что пакере скважинном, содержащем цилиндрический полый корпус с установленными снаружи, как минимум, двумя манжетами и кольцевыми упорами между ними и нижней манжетой между двумя опорами корпуса с возможностью продольного ограниченного осевого перемещения относительно корпуса, якорь с конической внутренней поверхностью, ответно выполненной наружной поверхности нижнего упора, снабженный шлипсами на боковой поверхности, и установленный с возможностью ограниченного осевого перемещения с возможностью взаимодействия с нижним упором, согласно техническому решению, в кольцевом упоре между манжетами выполнена кольцевая расточка с установленной в ней манжетой из разбухающего материала в скважинной среде.This goal is achieved by the fact that a borehole packer containing a cylindrical hollow body with externally installed at least two cuffs and annular stops between them and the lower cuff between two hull supports with the possibility of limited axial longitudinal movement relative to the body, anchor with a conical inner surface, in response made the outer surface of the lower stop, provided with clamps on the side surface, and mounted with the possibility of limited axial movement with Interaction of the lower abutment, according to the technical solution, in an annular abutment formed between the cuffs annular recess therein with an installed collar of intumescent material in a downhole environment.
Известны пакеры скважинные, снабженные манжетами из разбухающего в скважинной среде материала (см. Пат. РФ №2605242, МПК Е21В 33/12, опуб. 20.12.2016, бюл. №35). В связи со снижением твердости материала манжет при расширении, значительного радиального уплотняемого зазора, составляющего 7,5-10,0 мм, такие пакеры не обеспечивают требуемую герметичность при повышенном перепаде давления. При этом пакеры с манжетами из не разбухающего материала выдерживают значительный перепад давления. Однако в связи с высокой твердостью материала манжет, значительным отклонением диаметра уплотняемой поверхности, между манжетами и стенкой скважины могут оставаться зазоры (щели). Оснащение же пакера, как минимум двумя манжетами из не разбухающего материала, а в кольцевой расточке упора, установленного между манжетами - манжеты из разбухающего материала, обеспечивают работу пакера при значительном перепаде давления с одновременным снижением вероятности образования щелей. Незначительный радиальный размер щелей позволяет обеспечить их герметизацию манжетой из разбухающего материала. При этом разбухающая манжета, аккумулируя утечки через пакер, герметизирует оставшиеся щелиWell-known borehole packers are equipped with cuffs from a material swelling in the borehole medium (see. US Pat. Of the Russian Federation No. 2605242, IPC E21B 33/12, published on 12/20/2016, bull. 35). In connection with a decrease in the hardness of the material of the cuff during expansion, a significant radial sealing gap of 7.5-10.0 mm, such packers do not provide the required tightness with increased pressure drop. In this case, packers with non-swellable cuffs withstand a significant pressure drop. However, due to the high hardness of the material of the cuffs, a significant deviation of the diameter of the sealing surface, gaps (cracks) may remain between the cuffs and the borehole wall. Equipping the packer with at least two cuffs of non-swelling material, and in the annular bore of the stop installed between the cuffs - cuffs of swelling material, ensure the work of the packer with a significant pressure drop while reducing the likelihood of cracks. The insignificant radial size of the slots makes it possible to ensure their sealing with a cuff of swelling material. At the same time, the swelling cuff accumulates leaks through the packer and seals the remaining gaps.
Таким образом, предлагаемая конструкция пакера обеспечивает высокую нагрузочную способность, герметичность всего кольцевого зазора. При этом герметизация мелких щелей обеспечивается за счет расширения манжеты от поступающих в меж манжетное пространство утечек.Thus, the proposed design of the packer provides a high load capacity, tightness of the entire annular gap. At the same time, sealing of small cracks is ensured by expanding the cuff from leaks entering the inter-cuff space.
Конструкция предлагаемого устройства поясняется чертежом.The design of the proposed device is illustrated in the drawing.
На фиг. 1 изображен общий вид пакера в начальный момент срабатывания якоря.FIG. 1 shows a general view of the packer at the initial moment of armature triggering.
Пакер скважинный состоит из цилиндрического полого корпуса 1 (фиг. 1) в виде патрубка с установленными снаружи, как минимум, двумя манжетами 2 и 3, и кольцевым упором 4 между манжетами 2 и 3. Снизу нижней манжеты 3 установлен нижний кольцевой упор 5 с конической наружной поверхностью 6. Манжеты 2, 3 с упорами 4 и 5 установлены между опорами 7 и 8 корпуса 1.A well packer consists of a cylindrical hollow body 1 (FIG. 1) in the form of a pipe with at least two
В кольцевом упоре 4 снаружи выполнена кольцевая проточка 9 с размещением в ней манжеты 10, изготовленной из набухающего материала в скважинной среде.In the
Корпус 1 в нижней части соединен, например, телескопически, с якорем 11, включающим хвостовик 12, установленный с возможностью ограниченного осевого перемещения относительно корпуса 1, плашки (шлипсы) 13, соединенные с хвостовиком 12 гибким стержнем 14 и установленные с возможностью взаимодействия с конической наружной поверхностью 6 нижнего упора 5. В нижней части хвостовик 12 снаружи снабжен, например, втулкой 15 замка с Г-образным пазом 16 на боковой поверхности, а также штифтом 17 с возможностью относительного перемещения вдоль паза 16.The
Пакер спущен в эксплуатационную колонну 18, например, посредством колонны насосно-компрессорных труб (НКТ) 19.The packer is lowered into the
Втулка 15 замка с хвостовиком 12 соединена с пружинным фонарем 20. Диаметр фонаря 20 в свободном состоянии больше внутреннего диаметра эксплуатационной колонны 18.The
Устройство работает следующим образом.The device works as follows.
Пакер в составе колонны НКТ 19 (фиг. 1) опускается в эксплуатационную колонну 18 в заданный интервал скважины, где необходимо разобщить кольцевое пространство между колоннами 18 и 19. При спуске пакера штифт 17 находится в нижней части короткого продольного участка Г-образного паза 16.The packer in the tubing string 19 (Fig. 1) is lowered into the
После остановки пакера, сначала колонну НКТ 19 приподнимают на 300-400 мм вверх. Так как диаметр пружинного фонаря 20 больше внутреннего диаметра эксплуатационной колонны 18, хвостовик 12 поднимается выше. Штифт 17 оказывается в верхней части короткого участка Г-образного паза 16. Далее колонну НКТ 19 с пакером поворачивают на 1-2 оборота по часовой стрелке. При этом штифт 17 оказывается в верхней части длинного продольного участка паза 16. Затем колонну НКТ 19 с корпусом 1 опускают вниз. При этом хвостовик 12 за счет силы трения пружинного фонаря 20 по стенке колонны 18 остается неподвижным. Плашки 13 перемещаются вверх и в сторону колонны 18 по конической поверхности 6 нижнего упора 5. Расширяясь в диаметре, плашки 13 взаимодействуют со стенкой эксплуатационной колонны 18, и движение хвостовика 12 прекращается. Далее, под действием веса колонны НКТ 19 и пакера, корпус 1 продолжает перемещаться вниз. При этом нижняя опора 8 корпуса 1 отходит от нижнего упора 5. Под действием веса колонны НКТ 19 манжеты 2 и 3, укорачиваясь, увеличиваются в диаметре до взаимодействия с боковой поверхностью колонны 18. Так как твердость материала манжет 2 и 3 достаточно высокая, а диаметр эксплуатационной колонны 18 изготовлен с достаточно большим допуском и без механической обработки, между боковыми поверхностями колонны 18 и манжет 2 и 3 могут оставаться зазоры (на фиг. не показаны).After stopping the packer, first the
С течением определенного промежутка времени, под действием перетекающей через образовавшиеся щели между манжетами 2, 3 и колонной 18 скважинной среды (вода, нефть), материал манжеты 10 начинает разбухать. После взаимодействия манжеты 10 со стенкой колонны 18, материал манжеты 10, вследствие возникающего перепада давления от расширения материала манжеты 10, начинает внедряться в зазоры между манжетами 2, 3 и колонны 18. Этим самым оставшиеся негерметичными щели между манжетами 2, 3 и колонной 18 уплотняются разбухающей манжетой 10. При этом интенсивность разбухания манжеты зависит от объема утечек среды через манжеты 2 и 3.With the passage of a certain period of time, under the action of the flow through the gaps between the
Таким образом, одновременное оснащение пакера с манжетами из твердого материала и разбухающего материала обеспечивает надежное перекрытие кольцевого канала с одновременным предотвращением щелей между пакером и стенкой скважины. При этом разбухающая манжета 10, аккумулируя утечки скважинной среды через манжеты 2, 3 из твердого эластичного материала надежно уплотняет все щели между пакером и стенкой скважины.Thus, the simultaneous equipment of a packer with a cuff of solid material and swelling material ensures reliable overlapping of the annular channel while simultaneously preventing gaps between the packer and the borehole wall. When this
Claims (1)
Priority Applications (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
RU2018112603A RU2686135C1 (en) | 2018-04-06 | 2018-04-06 | Well packer |
Applications Claiming Priority (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
RU2018112603A RU2686135C1 (en) | 2018-04-06 | 2018-04-06 | Well packer |
Publications (1)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
RU2686135C1 true RU2686135C1 (en) | 2019-04-24 |
Family
ID=66314626
Family Applications (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
RU2018112603A RU2686135C1 (en) | 2018-04-06 | 2018-04-06 | Well packer |
Country Status (1)
Country | Link |
---|---|
RU (1) | RU2686135C1 (en) |
Citations (6)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US3570595A (en) * | 1968-11-22 | 1971-03-16 | Schlumberger Technology Corp | Hydraulically operable valves |
RU2139408C1 (en) * | 1998-05-25 | 1999-10-10 | Закрытое акционерное общество "ЮКСОН" | Mechanical packer |
RU2148700C1 (en) * | 1998-07-07 | 2000-05-10 | Закрытое акционерное общество "ЮКСОН" | Mechanical packer |
RU2209927C1 (en) * | 2002-01-11 | 2003-08-10 | Общество с ограниченной ответственностью "Югсон-Сервис" | Mechanical packer |
RU2305749C1 (en) * | 2005-12-08 | 2007-09-10 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Packer |
RU2605242C1 (en) * | 2016-01-11 | 2016-12-20 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Swelling downhole packer |
-
2018
- 2018-04-06 RU RU2018112603A patent/RU2686135C1/en active
Patent Citations (6)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US3570595A (en) * | 1968-11-22 | 1971-03-16 | Schlumberger Technology Corp | Hydraulically operable valves |
RU2139408C1 (en) * | 1998-05-25 | 1999-10-10 | Закрытое акционерное общество "ЮКСОН" | Mechanical packer |
RU2148700C1 (en) * | 1998-07-07 | 2000-05-10 | Закрытое акционерное общество "ЮКСОН" | Mechanical packer |
RU2209927C1 (en) * | 2002-01-11 | 2003-08-10 | Общество с ограниченной ответственностью "Югсон-Сервис" | Mechanical packer |
RU2305749C1 (en) * | 2005-12-08 | 2007-09-10 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Packer |
RU2605242C1 (en) * | 2016-01-11 | 2016-12-20 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Swelling downhole packer |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
US11028657B2 (en) | Method of creating a seal between a downhole tool and tubular | |
US4158388A (en) | Method of and apparatus for squeeze cementing in boreholes | |
EP2675989B1 (en) | Stage tool | |
AU2012217608B2 (en) | Anchoring seal | |
US7861791B2 (en) | High circulation rate packer and setting method for same | |
RU2441140C2 (en) | Device for hanger lowering and cementing of casing liner in well | |
US20100319427A1 (en) | Apparatus and method for expanding tubular elements | |
US10927638B2 (en) | Wellbore isolation device with telescoping setting system | |
RU2477366C1 (en) | Downhole tool, device for installation in downhole tool, and downhole tool assembly method | |
AU2014312415B2 (en) | Packer having swellable and compressible elements | |
EP3020912A1 (en) | Annular barrier with closing mechanism | |
US2275935A (en) | Well packer apparatus | |
US9494020B2 (en) | Multiple diameter expandable straddle system | |
US7971640B2 (en) | Method and device for setting a bottom packer | |
US7699111B2 (en) | Float collar and method | |
RU2298639C1 (en) | Device for reservoirs separation inside well | |
US1861755A (en) | Blowout preventer and well sealing means | |
CN105992859B (en) | Liner hanger sets instrument and its application method | |
CN108316866A (en) | A kind of hydraulic casing pipe centering device | |
RU2686135C1 (en) | Well packer | |
US8960277B2 (en) | Packer for sealing against a wellbore wall | |
RU2344270C2 (en) | Drillable packer | |
BR112017017205B1 (en) | PACKER ASSEMBLY, METHOD AND SUPPORT SHOE FOR A SEALING ELEMENT OF A PACKER ASSEMBLY | |
US9194213B2 (en) | Packer | |
RU205980U1 (en) | Full bore hydraulic packer and anchor for casing |