RU2787672C1 - Retrievable packer - Google Patents
Retrievable packer Download PDFInfo
- Publication number
- RU2787672C1 RU2787672C1 RU2022114925A RU2022114925A RU2787672C1 RU 2787672 C1 RU2787672 C1 RU 2787672C1 RU 2022114925 A RU2022114925 A RU 2022114925A RU 2022114925 A RU2022114925 A RU 2022114925A RU 2787672 C1 RU2787672 C1 RU 2787672C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- possibility
- packer
- cone
- casing
- ring
- Prior art date
Links
- 238000007789 sealing Methods 0.000 claims abstract description 24
- 230000000875 corresponding Effects 0.000 claims abstract description 8
- 239000000463 material Substances 0.000 claims description 4
- 230000003993 interaction Effects 0.000 abstract description 5
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 abstract description 5
- 240000000800 Allium ursinum Species 0.000 abstract description 4
- 230000000694 effects Effects 0.000 abstract 1
- 239000000126 substance Substances 0.000 abstract 1
- 238000001125 extrusion Methods 0.000 description 5
- 210000001503 Joints Anatomy 0.000 description 4
- 238000009434 installation Methods 0.000 description 4
- 229910052751 metal Inorganic materials 0.000 description 4
- 239000002184 metal Substances 0.000 description 4
- 210000004544 DC2 Anatomy 0.000 description 3
- 230000002530 ischemic preconditioning Effects 0.000 description 3
- 238000007906 compression Methods 0.000 description 2
- 230000001808 coupling Effects 0.000 description 2
- 238000010168 coupling process Methods 0.000 description 2
- 238000005859 coupling reaction Methods 0.000 description 2
- 229920002635 polyurethane Polymers 0.000 description 2
- 239000004814 polyurethane Substances 0.000 description 2
- 230000036633 rest Effects 0.000 description 2
- 239000002965 rope Substances 0.000 description 2
- 229910001018 Cast iron Inorganic materials 0.000 description 1
- 241000013987 Colletes Species 0.000 description 1
- 241000009298 Trigla lyra Species 0.000 description 1
- 239000004411 aluminium Substances 0.000 description 1
- 229910052782 aluminium Inorganic materials 0.000 description 1
- XAGFODPZIPBFFR-UHFFFAOYSA-N aluminum Chemical compound [Al] XAGFODPZIPBFFR-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 230000005540 biological transmission Effects 0.000 description 1
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 description 1
- 238000005260 corrosion Methods 0.000 description 1
- 229920001971 elastomer Polymers 0.000 description 1
- 239000012530 fluid Substances 0.000 description 1
- 238000005755 formation reaction Methods 0.000 description 1
- 239000011521 glass Substances 0.000 description 1
- 238000002347 injection Methods 0.000 description 1
- 239000007924 injection Substances 0.000 description 1
- 239000007788 liquid Substances 0.000 description 1
- 239000012188 paraffin wax Substances 0.000 description 1
- 239000004033 plastic Substances 0.000 description 1
- 229920003023 plastic Polymers 0.000 description 1
- 230000035939 shock Effects 0.000 description 1
- 230000002269 spontaneous Effects 0.000 description 1
Images
Abstract
Description
Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, а именно к пакерам, разобщающим внурискважинное пространство.The invention relates to the oil and gas industry, and in particular to the packers, dividing the outside of the well space.
Известен «Пакер-пробка» (патент RU №2440484, МПК Е21В 33/12, опубл. 20.01.2012 Бюл. №2), включающий полый ствол с внутренней цилиндрической выборкой и верхним упором, уплотнительный элемент, фиксатор положения уплотнительного элемента в виде фиксирующего кольца верхнего упора, взаимодействующего с кольцевыми насечками на стволе, основной взаимодействующий снизу с уплотнительным элементом и дополнительный конусы, с которыми связаны соответственно основные и дополнительные шлипсы соединением «ласточкин хвост», съемный узел с цилиндрической выборкой в верхней части по наружной поверхности и с ловильной головкой вверху, расположенной внутри штока посадочного инструмента, который выполнен полым и соединен со стволом разрывным элементом, причем корпус посадочного инструмента выполнен опирающимся на верхний упор, фиксирующие шарики, установленные в отверстиях ствола и взаимодействующие изнутри со съемным узлом, а снаружи - с полой втулкой, соединенной снизу с дополнительным конусом, упорное кольцо, верхний и нижний торцы которого связаны Т-образным соединением соответственно с основными и дополнительными шлипсами, при этом ствол снабжен упором, установленным с возможностью взаимодействия с основным конусом при перемещении ствола вверх, отличающийся тем, что съемный узел вверху между ловильной головкой и цилиндрической выборкой снабжен цилиндрическим выступом, сообщенным через полость ствола, в которую съемный узел вставлен герметично, с подпакерным пространством, цилиндрическая проточка ствола выполнена с кольцевой выборкой вверху под цилиндрический выступ съемного узла, расположенного между разрывным элементом и фиксирующим кольцом, причем в стволе напротив кольцевого расширения выполнены радиальные каналы, перекрытые снаружи штоком посадочного инструмента в транспортном положении, а дополнительный конус выполнен в виде нескольких плашек под дополнительные шлипсы, при этом плашки снизу связаны Т-образным соединением с обоймой, размещенной в полой втулке, причем плашки имеют возможность радиального перемещения внутрь относительно обоймы, при этом в основном конусе изнутри выполнена цилиндрическая выборка с дросселирующим отверстием вверху, а упор выполнен в виде утолщения ствола с цилиндрическим расширением вверху для герметичного ограниченного перемещения вверх по цилиндрической выборке с возможностью взаимодействия с плашками дополнительного конуса в транспортном положении и расположения выше дополнительного конуса при извлечении пакер-пробки после ограниченного перемещения съемного узла вверх относительно ствола для освобождения шариков и сообщения цилиндрической выборки съемного узла с радиальными каналами ствола, причем ствол снизу снабжен предохранительным кольцом со срезным кольцом.Known "Packer plug" (patent RU No. 2440484, IPC E21V 33/12, publ. rings of the upper stop interacting with the annular notches on the trunk, the main one interacting from below with the sealing element and additional cones, with which the main and additional slips are connected, respectively, by the dovetail connection, a removable assembly with a cylindrical recess in the upper part along the outer surface and with a fishing head at the top, located inside the landing tool rod, which is made hollow and connected to the barrel by a discontinuous element, and the body of the landing tool is made based on the upper stop, fixing balls installed in the holes of the barrel and interacting from the inside with a removable assembly, and from the outside - with a hollow sleeve connected from below with an additional cone, resistant to a ring, the upper and lower ends of which are connected by a T-shaped connection, respectively, with the main and additional slips, while the barrel is equipped with a stop installed with the possibility of interacting with the main cone when the barrel moves upward, characterized in that the removable assembly is at the top between the fishing head and the cylindrical haul equipped with a cylindrical protrusion communicated through the cavity of the wellbore, into which the removable unit is inserted hermetically, with a space under the packer, the cylindrical bore of the wellbore is made with an annular recess at the top under the cylindrical protrusion of the removable unit located between the breaking element and the locking ring, and in the wellbore opposite the annular expansion, radial channels blocked from the outside by the stem of the landing tool in the transport position, and the additional cone is made in the form of several dies for additional slips, while the dies are connected from below by a T-shaped connection with a holder placed in a hollow sleeve, and the dies have allow radial movement inward relative to the cage, while in the main cone from the inside there is a cylindrical selection with a throttling hole at the top, and the stop is made in the form of a thickening of the barrel with a cylindrical expansion at the top for sealed limited movement upward along the cylindrical selection with the possibility of interacting with the rams of the additional cone in the transport position and location above the additional cone when removing the packer plug after limited movement of the removable assembly upwards relative to the wellbore to release the balls and communicate the cylindrical selection of the removable assembly with the radial bores of the wellbore, the barrel from below is equipped with a safety ring with a shear ring.
Недостатками данного пакера являются сложность конструкции из-за наличия большого количества точно подгоняемых друг под друга в подвижных соединениях и по длине, что приводит к сложности изготовления, сборки, обслуживания и ремонта, а также к большой металлоемкости и, как следствие к высокой стоимости.The disadvantages of this packer are the complexity of the design due to the presence of a large number of precisely adjusted to each other in movable joints and in length, which leads to the complexity of manufacturing, assembly, maintenance and repair, as well as to high metal consumption and, as a result, to high cost.
Известен также «Пакер гидромеханический» (патент RU №2748373, МПК Е21В 33/12, опубл. 24.05.2021 Бюл. №15), содержащий ствол, корпус, уплотнительный элемент, якорный узел, состоящий из конуса, плашек и подпружиненных планок, отличающийся тем, что содержит шток, надетый на ствол с образованием кольцевого канала, якорный узел, установленный на штоке и содержащий в нижней части цангу с внутренней упорной резьбой, входящей в зацепление с ответной упорной резьбой на наружной поверхности штока, выполненный с возможностью установки при создании осевой сжимающей нагрузки, и уплотнительный элемент, установленный ниже якорного узла в нижней части пакера между опорой и воронкой, при этом над якорным узлом имеется верхняя камера с жидкостью, выполненная с возможностью гидравлической передачи осевой сжимающей нагрузки через кольцевой канал в нижнюю камеру, расположенную над опорой, с перемещением опоры и сжатием уплотнительного элемента при герметизации кольцевого пространства.Also known is the “Hydromechanical Packer” (patent RU No. 2748373, IPC E21V 33/12, publ. the fact that it contains a rod put on the barrel with the formation of an annular channel, an anchor assembly mounted on the rod and containing in the lower part a collet with an internal thrust thread engaged with a counter thrust thread on the outer surface of the rod, made with the possibility of installation when creating an axial compressive load, and a sealing element installed below the anchor assembly in the lower part of the packer between the support and the funnel, while above the anchor assembly there is an upper chamber with liquid, made with the possibility of hydraulic transmission of the axial compressive load through the annular channel to the lower chamber located above the support, with movement of the support and compression of the sealing element when sealing the annulus.
Недостатками данного пакера являются узкая область применения, так как на малой глубине установки пакера (менее 500-700 м) или в горизонтальном стволе веса веса колонны труб может не хватить для герметизации внутрискважинного пространства уплотнительным элементом, низкая надежность герметизации при высоком давлении под пакером, которое может привести к самопроизвольному складыванию якорного узла из-за наличия только однонаправленной плашки и одного конуса, и, как следствие, складыванию (переходу в транспортное положение) и всего пакера.The disadvantages of this packer are a narrow scope, since at a shallow depth of the packer installation (less than 500-700 m) or in a horizontal wellbore, the weight of the weight of the pipe string may not be enough to seal the downhole space with a sealing element, low sealing reliability at high pressure under the packer, which can lead to spontaneous folding of the anchor assembly due to the presence of only a unidirectional slip and one cone, and, as a result, folding (transition to the transport position) and the entire packer.
Наиболее близким является «Пакер механический» (патент RU №2539468, МПК Е21В 33/12, опубл. 20.01.2015 Бюл. №2), содержащий соединенные резьбой верхний ствол и нижний ствол, имеющий фигурный паз на его наружной поверхности с продольными короткими и длинными участками, на котором располагается нижний якорный узел, включающий корпус, к которому посредством резьбы присоединен нижний кожух с вставленными в него и подпружиненными радиально нижними плашками, причем в средней части корпуса выполнены прямоугольные окна, в которых установлены центраторы, подпружиненные радиально и удерживаемые верхней и нижней крышками, зафиксированными на корпусе посредством винтов, а в его нижней части выполнена кольцевая наружная канавка, посредством которой к нижней части корпуса присоединено кольцо разрезное, имеющее кольцевую внутреннюю канавку и наружный цилиндрический выступ, в которое посредством резьбы установлен фиксатор, а на верхнем стволе расположен с возможностью осевого перемещения по нему и опирающийся на цилиндрический выступ нижнего ствола конус опорный, над которым расположен нижний антиэкструзионный узел, в состав которого входят две металлические шайбы с наружными конусными поверхностями, посредством которых они взаимодействуют с установленным между ними полиуретановым кольцом, причем над нижним антиэкструзионным узлом расположены три резиновые уплотнительные манжеты, взаимодействующие между собой конусными поверхностями, над которыми расположен верхний антиэкструзионный узел, содержащий металлическую шайбу и полиуретановое кольцо, аналогичные расположенным в нижнем антиэкструзионном узле, а над ним расположен верхний якорный узел, включающий конусную муфту, закрепленную посредством резьбового соединения на верхнем конце верхнего ствола, к которой прикреплен посредством гайки верхний кожух с вставленными в него верхними плашками, стянутыми верхним пружинным кольцом, причем под плашками в верхнем кожухе расположен конус разрезной, сегменты которого стянуты двумя стопорными кольцами, и который опирается на упор, который, в свою очередь, опирается на пружинящий пакет, состоящий из двух крайних и одного среднего упорных колец, между которыми расположены два разрезных кольца, и которые все вместе расположены в стакане, имеющем наружную нижнюю конусную поверхность, являющуюся частью верхнего антиэкструзионного узла.The closest is the "Mechanical Packer" (patent RU No. 2539468, IPC E21V 33/12, publ. long sections, on which the lower anchor assembly is located, including a body, to which the lower casing is connected by means of a thread with radially lower rams inserted into it and spring-loaded, and in the middle part of the body there are rectangular windows in which centralizers are installed, spring-loaded radially and held by the upper and bottom covers, fixed on the body by means of screws, and in its lower part an annular outer groove is made, through which a split ring is connected to the lower part of the body, having an annular inner groove and an outer cylindrical protrusion, into which a lock is installed by means of a thread, and on the upper barrel there is with the possibility of axial movement along it and support a support cone attached to the cylindrical protrusion of the lower barrel, above which there is a lower anti-extrusion unit, which includes two metal washers with outer conical surfaces, through which they interact with a polyurethane ring installed between them, and three rubber sealing cuffs are located above the lower anti-extrusion unit, interacting with each other with conical surfaces, above which there is an upper anti-extrusion unit containing a metal washer and a polyurethane ring, similar to those located in the lower anti-extrusion unit, and above it there is an upper anchor unit, including a cone coupling fixed by means of a threaded connection at the upper end of the upper barrel, to which is attached by means of a nut to the upper casing with the upper dies inserted into it, tightened by the upper spring ring, and under the dies in the upper casing there is a split cone, the segments of which are tightened by two locking and rings, and which rests on a stop, which, in turn, rests on a spring package consisting of two extreme and one middle thrust rings, between which two split rings are located, and which are all located together in a glass having an outer lower conical surface , which is part of the upper anti-extrusion assembly.
Недостатками данного пакера являются сложность конструкции из-за наличия большого количества точно подгоняемых друг под друга в подвижных соединениях и по длине, что приводит к сложности изготовления, сборки, обслуживания и ремонта, а также к большой металлоемкости и, как следствие к высокой стоимости, а также же узкая область применения, так как на малой глубине установки пакера (менее 500-700 м) или в горизонтальном стволе веса колонны труб может не хватить для герметизации внутрискважинного пространства уплотнительным элементом.The disadvantages of this packer are the complexity of the design due to the presence of a large number of precisely adjusted to each other in movable joints and in length, which leads to the complexity of manufacturing, assembly, maintenance and repair, as well as to high metal consumption and, as a result, to high cost, and also a narrow scope, since at a shallow depth of the packer installation (less than 500-700 m) or in a horizontal wellbore, the weight of the pipe string may not be enough to seal the downhole space with a sealing element.
Технической задачей предполагаемого изобретения является создание простой и надежной конструкции пакера извлекаемого, позволяющего устанавливать пакер на любой глубине скважины с любым наклоном ствола, благодаря гидравлическому посадочному инструменту и небольшому количеству простых в изготовлении деталей.The technical objective of the proposed invention is to create a simple and reliable design of a retrievable packer that allows you to install the packer at any depth of the well with any inclination of the wellbore, thanks to a hydraulic setting tool and a small number of easy-to-manufacture parts.
Техническая задача решается пакером извлекаемым, включающим соединенные верхний и нижний стволы, верхний якорный узел и расположенную ниже между верхним и нижним упорами как минимум одну уплотнительную манжету, причем нижний упор жестко соединен с нижним стволом, а якорный узел изготовлен из поджатых внутрь парных плашек, расположенных равномерно по периметру верхнего ствола в окнах полого цилиндрического кожуха между верхним и нижним сужающимися к друг другу конусами, выполненными с возможностью при установке пакера перемещаться навстречу друг другу.The technical problem is solved by a retrievable packer, including connected upper and lower shafts, an upper anchor assembly and at least one sealing cuff located below between the upper and lower stops, the lower stop being rigidly connected to the lower wellbore, and the anchor assembly is made of paired dies pressed inward, located evenly along the perimeter of the upper wellbore in the windows of the hollow cylindrical casing between the upper and lower cones tapering towards each other, made with the possibility of moving towards each other when the packer is installed.
Новым является то, что верхний ствол телескопически надет на нижний ствол с возможностью ограниченного стопором перемещения вверх после разъединения соединения стволов при заранее определенной эмпирическим путем нагрузке, причем верхний ствол оснащен снизу кольцевыми или резьбовыми наружными проточками, нижний конус выполнен цельным по периметру и жестко соединен с верхним упором уплотнительной манжеты с возможностью скольжения по стволам, а верхний конус установлен с возможностью перемещения относительно верхнего ствола навстречу нижнему конусу с раздвижением парных плашек благодаря установленного в соответствующей внутренней выборке как минимум одного пружинного кольца, взаимодействующего с кольцевыми или резьбовыми наружными проточками этого ствола с фиксацией в нижнем - рабочем положении, при этом кожух расположен снаружи обоих конусов, вставленных с возможностью ограниченного выступами продольного перемещения относительно кожуха навстречу друг друга и зафиксированных относительно кожуха срезными винтами в разжатом - транспортном состоянии, нижний упор жестко соединен с низом нижнего ствола, оснащен снизу внутренней проточкой под срезное кольцо, поджимаемого к проточке по наружной части кольца резьбовой пробкой и соединенного через переходник по внутренней части кольца с тягой, соединяемой со штоком поршня посадочного инструмента, а верхний конус выполнен с возможностью взаимодействия сверху с цилиндром посадочного инструмента.What is new is that the upper barrel is telescopically put on the lower barrel with the possibility of moving upwards, limited by the stopper, after disconnecting the connection of the barrels under a predetermined empirical load, the upper barrel is equipped with annular or threaded outer grooves from below, the lower cone is made integral along the perimeter and is rigidly connected to the upper stop of the sealing cuff with the possibility of sliding along the shafts, and the upper cone is installed with the possibility of moving relative to the upper shaft towards the lower cone with the extension of the paired dies due to at least one spring ring installed in the corresponding internal selection, interacting with the annular or threaded outer grooves of this shaft with fixation in the lower - working position, while the casing is located outside both cones inserted with the possibility of longitudinal movement limited by the ledges relative to the casing towards each other and fixed relative to housing with shear screws in the unclenched - transport state, the lower stop is rigidly connected to the bottom of the lower barrel, equipped with an internal groove for the shear ring from below, pressed to the groove along the outer part of the ring with a threaded plug and connected through an adapter along the inner part of the ring with a rod connected to the piston rod seating tool, and the upper cone is made with the possibility of interaction from above with the cylinder of the seating tool.
Новым является также то, что между уплотнительными манжетами установлены разделительные диски из более плотного, чем манжеты материала.What is also new is that separating disks made of a material denser than the cuffs are installed between the sealing cuffs.
Новым является также то, что соединение верхнего и нижнего ствола выполнено в виде резьбы, срезного элемента, посадки с натягом или как минимум одного пружинного кольца, расположенного соответствующих в наружной и внутренней кольцевых проточках нижнего и верхнего стволов.It is also new that the connection of the upper and lower shafts is made in the form of a thread, a shear element, an interference fit or at least one spring ring located in the outer and inner annular grooves of the lower and upper shafts, respectively.
На чертеже изображен пакер извлекаемый в продольном разрезе.The drawing shows a packer retrieved in longitudinal section.
Пакер извлекаемый включает соединенные верхний 1 и нижний 2 стволы, верхний якорный узел 3 и расположенную ниже между верхним 4 и нижним 5 упорами как минимум одну уплотнительную манжету 6. Нижний упор 5 жестко соединен с нижним стволом 2. Якорный узел 3 изготовлен из поджатых пружинами 7 внутрь парных плашек 8, расположенных равномерно по периметру верхнего ствола 1 в окнах 9 полого цилиндрического кожуха 10 между верхним 11 и нижним 12 сужающимися к друг другу конусами, выполненными с возможностью при установке пакера перемещаться навстречу друг другу. Верхний ствол 1 телескопически надет на нижний ствол 2 с возможностью ограниченного стопором 13 перемещения вверх после разъединения соединения 14 стволов 1 и 2 при заранее определенной эмпирическим путем нагрузке (определяется на стендах в лабораторных условиях или условиях мастерских). Верхний ствол 1 оснащен снизу кольцевыми или резьбовыми наружными проточками 15. Нижний конус 12 выполнен цельным по периметру и жестко соединен с верхним упором 4 уплотнительной манжеты 6 с возможностью скольжения по стволам 1 и 2, а верхний конус 11 установлен с возможностью перемещения относительно верхнего ствола 1 навстречу нижнему конусу 12 с раздвижением парных плашек 8 благодаря установленного в соответствующей внутренней выборке 16 как минимум одного пружинного кольца 17, взаимодействующего с кольцевыми или резьбовыми наружными проточками 15 этого ствола 1 с фиксацией в нижнем - рабочем положении. Кожух 10 расположен снаружи обоих конусов 11 и 12, вставленных с возможностью ограниченного соответствующими выступами 18 и 19 продольного перемещения относительно кожуха 10 навстречу друг друга и зафиксированных относительно кожуха соответствующими срезными винтами 20 и 21 в разжатом - транспортном состоянии. Нижний упор 5 жестко соединен с низом нижнего ствола 2, оснащен снизу внутренней проточкой 22 под срезное кольцо 23, поджимаемого к проточке по наружной части кольца 23 резьбовой пробкой 24 и соединенного через переходник 25 по внутренней части кольца 23 с тягой 26, соединяемой со штоком поршня (не показаны) посадочного инструмента (не показан). Верхний конус 11 выполнен с возможностью взаимодействия сверху с цилиндром 27 (показан условно) посадочного инструмента.The retrievable packer includes connected upper 1 and lower 2 trunks, an
Если пакер снабжен несколькими уплотнительными манжетами 6, то между ними могут быть установлены разделительные диски (не показаны) из более плотного, чем манжеты материала. Соединение 14 верхнего 1 и нижнего 2 ствола может быть выполнено в виде мелкозубой срезаемой резьбы, срезного элемента (не показано), посадки с натягом (не показано) или как минимум одного пружинного кольца (не показано), расположенного соответствующих в наружной и внутренней кольцевых проточках (не показаны) верхнего 1 и нижнего 2 стволов. Такие манжеты и соединения известны из открытых источников, на их конструкцию авторы не претендуют.If the packer is equipped with
На верхнем конце верхнего ствола 1 могут быть выполнены конструктивные элементы под ловильный инструмент (не показан), спускаемый с устья скважины (не показаны), например, левая резьба 28, наружные проточки (не показаны), внутренний выступ 29 и/или т.п.Авторы на это не претендуют.At the upper end of the upper shaft 1, structural elements can be made for a fishing tool (not shown) lowered from the wellhead (not shown), for example, a left-
Также для исключения аварийных ситуаций, связанных с нарушением целостности обсадной колонны (не показана) скважины, коррозией после длительной эксплуатации пакера, осаждения большого количества асфальто-смолистых парафиновых отложений (АСПО) и т.п., делающих невозможным извлечение пакера ловильным инструментом, все жесткие детали могут быть изготовлены из легкоразбуриваемых материалов (литой аллюминий, чугун, твердый пластик и/или т.п.) для разбуривания пакера при необходимости.Also, to avoid emergencies associated with a violation of the integrity of the casing string (not shown) of the well, corrosion after long-term operation of the packer, the deposition of a large amount of asphalt-resinous paraffin deposits (ARPD), etc., making it impossible to remove the packer with a fishing tool, all rigid parts can be made of easily drillable materials (cast aluminium, cast iron, hard plastics and/or the like) to drill out the packer if necessary.
Конструктивные элементы, уплотнения и технологические соединения, не влияющие на работоспособность пакера извлекаемого, на чертеже не показаны или показаны условно.Structural elements, seals and technological connections that do not affect the performance of the retrievable packer are not shown in the drawing or are shown conditionally.
Пакер извлекаемый работает следующим образом.The retrievable packer works as follows.
Перед спуском в скважину пакер в сборе без нижней пробки 24 соединяют с посадочным инструментом. Для этого тягу 26 вставляют внутрь стволов 1 и 2, надевают снизу на тягу 26 срезное кольцо 23, которое зажимают переходником 25. После чего срезное кольцо 23 фиксируют во внутренней проточке 22 нижнего упора 5 нижней резьбовой пробкой 24. Тягу соединяют со шоком поршня посадочного инструмента, цилиндр 27 которого нижним торцом (напрямую или через переводник - не показан) упирают сверху в верхний конус 11.Before running into the well, the packer assembly without the
После чего пакер в транспортном состоянии с посадочным инструментом спускают в скважину на колонне труб (не показаны) до интервала установки. В колонне труб закачкой жидкости создают избыточное давление, которое передается в цилиндр посадочного инструмента. В результате поршень вместе со штоком и тягой 26 перемещается вверх относительно цилиндра, увлекая за собой через срезное кольцо нижний упор 5 и стволы 1 и 2, а цилиндр удерживает верхний конус 11 на месте. Уплотнительная манжета 6 за счет взаимодействия с верхним упором 4 и поджатая нижним упором 5 сжимается в продольном направлении, увеличивается в диаметре до герметичного перекрытия внутреннего пространства скважины. После чего срезные винты 20 и 21 кожуха 10 разрушаются, освобождая конусы 11 и 12, которые сходятся навстречу друг другу, сжимая пружины 7 и выталкивая парные плашки 8 из окон 9 кожуха 10 наружу до взаимодействия со стенками обсадной колонны (не показана) с фиксацией якоря 3 и всего пакера от продольного перемещения в скважине. При этом выступы 18 и 19 перемещаются к противоположным концам от конусной части соответствующих конусов 11 и 12, а пружинное кольцо 17, расположенное в соответствующей проточке 16 верхнего конуса 11, перемещается вниз по кольцевым или резьбовым наружным проточкам 15 верхнего ствола 1, но не позволяя перемещаться верхнему конусу 11 вверх по стволу 1 и фиксируя верхний конус 11 в нижнем - рабочем положении всего пакера с сжатой уплотнительной манжетой 6. Затем давление колонне труб повышают до разрушения срезного кольца 23, освобождая тягу 26 от соединения с нижним упором 5, посадочный инструмент извлекают из скважины а пакер со сжатой уплотнительной манжетой 6 и зафиксированным в скважине якорным узлом 3 оставляют в скважине для разобщения ее внутреннего пространства.After that, the packer in the transport state with the setting tool is lowered into the well on a pipe string (not shown) to the installation interval. An overpressure is created in the pipe string by fluid injection, which is transferred to the landing tool cylinder. As a result, the piston, together with the rod and
Для извлечения пакера в скважину спускают ловильный инструмент (колону труб с муфтой на конце, имеющей снизу левую резьбу под резьбу 28; внутреннюю труболовку на канате для взаимодействия с внутренним выступом 29; наружную труболовку на канате или колонне труб для захват снаружи верхнего ствола 1 и/или т.п.), который соединяется снаружи или изнутри с верхним стволом 1. Ловильный инструмент на трубах или канате тянут вверх вместе с верхним стволом 1 создавая усилие достаточное для разъединения соединения 14 (разрушение резьбы, срезных винтов, сжатия пружинного кольца, преодоления усилия посадки с натягом или т.п.) стволов 1 и 2. При дальнейшем подъеме ловильного инструмента верхний ствол 1 за счет пружинного кольца 17 выдергивает верхний конус 11 из парных плашек 8, выступ 18 перемещается в нижнее положение по верхнему конусу 11, после чего кожух 10 также начинает перемещаться вместе с верхним конусом 11 и верхним стволом 1, срывая с нижнего конуса 12, находящиеся в окнах 9, парные плашки 8, которые сжимаются внутрь при помощи пружины 7. При этом выступ 19 перемещается в верхнее положение относительно нижнего конуса 12, который далее перемещается вместе с верхним упором 4, разжимая уплотнительную манжету 6. В результате верхний ствол 1 поднимается до стопора 13, не позволяющего нижнему стволу 2 с манжетой 6 и упорами 4 и 5 упасть на забой скважины, отсоединяя верхний якорь 3 и уплотнительную манжету 6 от взаимодействия со стенками обсадной колонны скважины и, как следствие переводя пакет в транспортное положение, в котором пакер на ловильном инструменте и извлекают из скважины.To extract the packer, a fishing tool is lowered into the well (a string of pipes with a coupling at the end having a left-hand thread for
Предлагаемый пакера извлекаемый прост и надежен, позволяет устанавливать пакер на любой глубине скважины с любым наклоном ствола, благодаря гидравлическому посадочному инструменту и небольшому количеству простых в изготовлении деталей (не требуется изготовления соединений типа «ласточкин хвост», Т-образных соединений, сложных переточных каналов, герметичных подвижных соединений и т.п.).The proposed retrievable packer is simple and reliable, allows you to install the packer at any depth of the well with any inclination of the wellbore, thanks to the hydraulic setting tool and a small number of easy-to-manufacture parts (dovetail joints, T-connections, complex overflow channels, sealed moving joints, etc.).
Claims (3)
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2787672C1 true RU2787672C1 (en) | 2023-01-11 |
Family
ID=
Citations (7)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US3830295A (en) * | 1972-04-13 | 1974-08-20 | Baker Oil Tools Inc | Tubing hanger apparatus |
| RU2352763C1 (en) * | 2007-08-07 | 2009-04-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Released bidirectional packer on cable |
| RU2421601C1 (en) * | 2010-02-19 | 2011-06-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Packer-plug |
| RU131066U1 (en) * | 2013-03-20 | 2013-08-10 | Игорь Александрович Малыхин | PACKER |
| RU2539468C1 (en) * | 2013-11-28 | 2015-01-20 | Общество с ограниченной ответственностью Производственно-торговая фирма "НиГМаш" | Bidirectional mechanical packer |
| RU179481U1 (en) * | 2017-11-29 | 2018-05-16 | Дмитрий Витальевич Страхов | PACKER DRILLED |
| RU2748373C1 (en) * | 2020-10-28 | 2021-05-24 | Общество с ограниченной ответственностью Научно-производственная фирма "Пакер" | Hydromechanical packer |
Patent Citations (7)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US3830295A (en) * | 1972-04-13 | 1974-08-20 | Baker Oil Tools Inc | Tubing hanger apparatus |
| RU2352763C1 (en) * | 2007-08-07 | 2009-04-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Released bidirectional packer on cable |
| RU2421601C1 (en) * | 2010-02-19 | 2011-06-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Packer-plug |
| RU131066U1 (en) * | 2013-03-20 | 2013-08-10 | Игорь Александрович Малыхин | PACKER |
| RU2539468C1 (en) * | 2013-11-28 | 2015-01-20 | Общество с ограниченной ответственностью Производственно-торговая фирма "НиГМаш" | Bidirectional mechanical packer |
| RU179481U1 (en) * | 2017-11-29 | 2018-05-16 | Дмитрий Витальевич Страхов | PACKER DRILLED |
| RU2748373C1 (en) * | 2020-10-28 | 2021-05-24 | Общество с ограниченной ответственностью Научно-производственная фирма "Пакер" | Hydromechanical packer |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| US4791992A (en) | Hydraulically operated and released isolation packer | |
| US7455118B2 (en) | Secondary lock for a downhole tool | |
| CA2713714C (en) | Systems, methods, and devices for isolating portions of a wellhead from fluid pressure | |
| EP2888438A2 (en) | An expandable liner hanger and method of use | |
| RU2459928C1 (en) | Packer | |
| US3799260A (en) | Well packer | |
| US20150259997A1 (en) | Torque Anchor to Prevent Rotation of Well Production Tubing, System for Pumping and Rotation Prevention, and Pumping Installation Equipped with Such a Torque Anchor | |
| RU2477781C1 (en) | Hydraulic anchor | |
| RU164723U1 (en) | PACKER DRILLED | |
| US20160053569A1 (en) | Retrievable packer for operations in cased wells at high pressures | |
| RU2478776C1 (en) | Device for installation and sealing of casing string liner in well | |
| RU2483191C1 (en) | Drillable packer | |
| RU2537713C2 (en) | Plug packer and insertion tool for packer setting in well (versions) | |
| RU2787672C1 (en) | Retrievable packer | |
| RU2344270C2 (en) | Drillable packer | |
| GB2280461A (en) | Hydraulically set packer | |
| RU2752804C1 (en) | Downhole hydromechanical packer | |
| RU2475621C1 (en) | Double packer driven from rotation | |
| RU164825U1 (en) | DEAF DRILLED PACKER | |
| CN113944443B (en) | Plug device | |
| RU199515U1 (en) | Hydraulic packer | |
| RU2460868C1 (en) | Device for string disconnection | |
| RU2584258C1 (en) | Device for suspension and sealing blind casing | |
| RU2676108C1 (en) | Hydraulically installed packer | |
| RU2753915C1 (en) | Self-contained downhole packer |