RU2811016C2 - Resistant packer - Google Patents
Resistant packer Download PDFInfo
- Publication number
- RU2811016C2 RU2811016C2 RU2021138113A RU2021138113A RU2811016C2 RU 2811016 C2 RU2811016 C2 RU 2811016C2 RU 2021138113 A RU2021138113 A RU 2021138113A RU 2021138113 A RU2021138113 A RU 2021138113A RU 2811016 C2 RU2811016 C2 RU 2811016C2
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- bushings
- diameter
- barrel
- packer
- sealing
- Prior art date
Links
- 238000007789 sealing Methods 0.000 claims abstract description 52
- 239000013013 elastic material Substances 0.000 claims abstract description 10
- 230000008878 coupling Effects 0.000 claims abstract description 4
- 238000010168 coupling process Methods 0.000 claims abstract description 4
- 238000005859 coupling reaction Methods 0.000 claims abstract description 4
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 abstract description 4
- 230000000694 effects Effects 0.000 abstract description 2
- 239000000126 substance Substances 0.000 abstract 1
- 238000012856 packing Methods 0.000 description 12
- 230000035699 permeability Effects 0.000 description 6
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 description 3
- 238000002347 injection Methods 0.000 description 3
- 239000007924 injection Substances 0.000 description 3
- 238000000034 method Methods 0.000 description 3
- 230000007423 decrease Effects 0.000 description 2
- 238000010586 diagram Methods 0.000 description 2
- 239000002184 metal Substances 0.000 description 2
- 239000000243 solution Substances 0.000 description 2
- 238000012360 testing method Methods 0.000 description 2
- 239000003153 chemical reaction reagent Substances 0.000 description 1
- 239000000356 contaminant Substances 0.000 description 1
- 125000004122 cyclic group Chemical group 0.000 description 1
- 230000007717 exclusion Effects 0.000 description 1
- 239000012530 fluid Substances 0.000 description 1
- -1 for example Substances 0.000 description 1
- 238000002955 isolation Methods 0.000 description 1
- 239000004033 plastic Substances 0.000 description 1
- 238000005086 pumping Methods 0.000 description 1
- 230000000284 resting effect Effects 0.000 description 1
- 238000007790 scraping Methods 0.000 description 1
- 239000000565 sealant Substances 0.000 description 1
- 239000003566 sealing material Substances 0.000 description 1
- 239000013049 sediment Substances 0.000 description 1
- 239000007787 solid Substances 0.000 description 1
Abstract
Description
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, а именно к пакерам для герметичного разобщения интервалов ствола в обсаженной или необсаженной скважине, для проведения различных технологических операций, например, для обработки призабойной зоны с закачкой реагентов в пласт, освоения скважин с откачкой пластового флюида струйными насосами, свабированием и др. в вертикальных и горизонтальных скважинах, в боковых стволах спуском пакера на забой скважины на насосно-компрессорных трубах (НКТ) или на гибких трубах (ГНКТ).The invention relates to the oil industry, namely to packers for hermetically sealing wellbore intervals in a cased or open well, for carrying out various technological operations, for example, for treating the bottom-hole zone with the injection of reagents into the formation, developing wells with pumping out formation fluid with jet pumps, swabbing and etc. in vertical and horizontal wells, in sidetracks by running a packer to the bottom of the well on tubing (tubing) or on flexible pipes (coiled tubing).
Известны пакера с уплотнительными элементами из эластичных материалов, в основном из резины, обеспечивающие при деформации увеличение диаметра и изоляцию зазора между колонной труб и стенкой скважины. Наиболее широко применяются пакера с деформацией уплотнительного элемента под действием осевого усилия от веса колонны труб (RU 2122144, 2107803, 2105864, 2144129, 2612398), гидравлического цилиндра от давления в колонне труб (RU 2105131, 2676108, 2675117), принудительно с электроприводом (RU 2728010, 2748969, 2122104, 2268 988, 2280148).There are known packers with sealing elements made of elastic materials, mainly rubber, which, during deformation, provide an increase in diameter and isolation of the gap between the pipe string and the well wall. The most widely used packers are those with deformation of the sealing element under the influence of axial force from the weight of the pipe string (RU 2122144, 2107803, 2105864, 2144129, 2612398), a hydraulic cylinder from the pressure in the pipe string (RU 2105131, 2676108, 2675117), forced electric drive (RU 2728010, 2748969, 2122104, 2268 988, 2280148).
Общий недостаток пакеров данного типа в незначительном коэффициенте пакеровки Кп, определяемом как отношение диаметра скважины к диаметру уплотнительного элемента в ненагруженном состоянии. При малом зазоре между диаметрами пакера и стенки скважины затрудняется его проходимость в загрязненных колоннах труб с отложениями на стенках и необходимы шаблонировка и скребкование этих скважин. Также коэффициент пакеровки влияет на допустимый перепад давления Рдоп. на уплотнительные элементы пакера. По данным Карнаухова М.Л. "Справочник по испытанию скважин" , 1984, с.156 при увеличении Кп от 1,07 до 1,14 - Рдоп убывает с 35МПа до 15МПа. Т.е. повышение коэффициента пакеровки улучшает проходимость пакера, но снижается допустимое давление на уплотнительные элементы. The general disadvantage of packers of this type is the insignificant packing coefficient Kp, defined as the ratio of the well diameter to the diameter of the sealing element in an unloaded state. If the gap between the diameters of the packer and the well wall is small, its passage in contaminated pipe strings with deposits on the walls is difficult and grading and scraping of these wells is necessary. Also, the packing coefficient affects the permissible pressure drop Pdop. on the sealing elements of the packer. According to Karnaukhov M.L. "Handbook for Well Testing", 1984, p. 156, with an increase in Kp from 1.07 to 1.14, Pdop decreases from 35 MPa to 15 MPa. Those. increasing the packing coefficient improves the permeability of the packer, but the permissible pressure on the sealing elements decreases.
Недостатком этого типа пакеров также является прихватоопасность и трудность распакеровки после создания больших перепадах давления вследствие затекания и заклинивания резинового уплотнительного элемента в зазор между стенкой скважины и металлической опорой. Для распакеровки необходимо создавать большие усилия натяжения колонны труб с одновременной выдержкой времени для возврата материала уплотнения в транспортное положение.The disadvantage of this type of packers is also the risk of sticking and the difficulty of unpacking after creating large pressure drops due to flowing and jamming of the rubber sealing element into the gap between the well wall and the metal support. To unpack, it is necessary to create large tension forces on the pipe string with a simultaneous time delay to return the sealing material to the transport position.
Известен узел уплотнения пакера (RU 2 582 142, опубл. 20.04.2016), который содержит корпус в виде трубы с упорной поверхностью снизу, эластичный уплотнительный элемент, верхнюю и нижнюю ограничивающие втулки трапециевидного сечения, размещенные на торцах уплотнительного элемента с возможностью осевого перемещения. Эластичный уплотнительный элемент выполнен с сечением в форме треугольника, ориентированного вершиной к корпусу, а на сходящихся торцах втулок выполнены направляющие пазы с образованием выступов, имеющих форму равнобедренных треугольников с основанием, примыкающим к корпусу, причем выступы на втулках расположены в шахматном порядке, обеспечивающем зацепление втулок при осевом перемещении за счет вхождения выступов.A known packer seal unit (RU 2 582 142, publ. 04/20/2016), which contains a body in the form of a pipe with a thrust surface at the bottom, an elastic sealing element, upper and lower limiting sleeves of a trapezoidal cross-section, placed at the ends of the sealing element with the possibility of axial movement. The elastic sealing element is made with a cross-section in the shape of a triangle, oriented with its apex to the body, and at the converging ends of the bushings, guide grooves are made to form protrusions in the shape of isosceles triangles with a base adjacent to the body, and the protrusions on the bushings are arranged in a checkerboard pattern, ensuring the engagement of the bushings during axial movement due to the entry of protrusions.
В устройстве обеспечивается меньшее усилие для деформации уплотнительного элемента и облегчается процесс герметизации скважин. Недостатки в заклинивании эластичного материала уплотнительного элемента в зазоре со стенкой скважины, ограничения по перепаду давления при большом коэффициенте пакеровки.The device provides less force for deformation of the sealing element and facilitates the process of sealing wells. Disadvantages in the jamming of the elastic material of the sealing element in the gap with the well wall, limitations on the pressure drop with a large packing ratio.
Известен уплотнительный узел пакера (RU 2 221 129, опубл. 27.07.2003) содержащий эластичную манжету, сердечник переменного сечения, выполненный в виде цилиндра с конусной входной частью, при этом верхняя, входная часть эластичной манжеты выполнена в виде ответного сердечнику конуса, а относительное удлинение эластичной манжеты при расклинивании не превышает 1,2-1,35 первоначальной длины при превышении тангенциальных сил со стороны колонны над силами со стороны сердечника.A known packer sealing unit (RU 2 221 129, publ. July 27, 2003) contains an elastic cuff, a core of variable cross-section, made in the form of a cylinder with a conical inlet part, while the upper, inlet part of the elastic cuff is made in the form of a cone corresponding to the core, and the relative the elongation of the elastic cuff during wedging does not exceed 1.2-1.35 of the original length when the tangential forces on the side of the column exceed the forces on the side of the core.
Пакер с данным уплотнительным узлом обеспечивает безотказную распакеровку при небольших перепадах давления и осевой нагрузки, когда верхняя опора не контактирует с манжетой, за счет быстрого освобождения места прихвата манжеты в нижней его части при переходе с большего диаметра сердечника на меньший диаметр ствола пакера. При больших перепадах давления манжета затекает в зазор и верхней и нижней опор со стенкой скважины, и его извлечение требует значительных усилий и выдержки времени.A packer with this sealing unit ensures trouble-free unpacking at small pressure drops and axial loads, when the upper support does not contact the collar, due to the quick release of the cuff sticking area in its lower part when moving from a larger core diameter to a smaller packer barrel diameter. With large pressure drops, the cuff flows into the gap of both the upper and lower supports with the well wall, and its removal requires considerable effort and time.
Известен уплотнительный узел пакера (SU 1399449, авт. св. опубл. 30.05.88, бюл.№20), принятый за прототип, содержащий пакет уплотнительных колец, из которых среднее пластичное, а крайние упругие, опорную втулку и ствол переменного сечения из двух цилиндрических ступеней с ограничительным выступом и двух конусных участков. Длина цилиндрической ступени не меньше высоты пакета уплотнительных колец. A packer sealing unit is known (SU 1399449, author. St. Publ. 05.30.88, Bulletin No. 20), adopted as a prototype, containing a package of sealing rings, of which the middle one is plastic, and the outer ones are elastic, a support sleeve and a barrel of variable cross-section from two cylindrical steps with a limiting protrusion and two conical sections. The length of the cylindrical stage is not less than the height of the pack of sealing rings.
Пакер, в состав которого входит уплотнение, спускается в скважину на насосно-компрессорных трубах и на требуемой глубине опирается опорной втулкой на забой или якорь. Пакеровка производится опусканием НКТ, при этом уплотнение опирается на неподвижную опорную втулку, а шток переменного сечения с конусными участками прошивает его. На первом этапе распакеровки уплотнительные кольца последовательно прошиваются нижним конусом, увеличиваясь в диаметре и занимая положение на цилиндрической ступени. При этом наружные диаметры уплотнительных колец достигают внутреннего диаметра обсадной колонны. На следующем этапе уплотнительные кольца прошиваются верхним конусом и занимают свое крайнее положение на утолщенной цилиндрической части штока, под определенным натягом герметизируя межтрубное пространство.The packer, which includes a seal, is lowered into the well on tubing and at the required depth is supported by a support sleeve on the bottom or an anchor. Packing is carried out by lowering the tubing, while the seal rests on a stationary support sleeve, and a variable-section rod with conical sections pierces it. At the first stage of unpacking, the sealing rings are sequentially stitched with the lower cone, increasing in diameter and occupying a position on the cylindrical stage. In this case, the outer diameters of the sealing rings reach the inner diameter of the casing. At the next stage, the sealing rings are stitched with an upper cone and take their extreme position on the thickened cylindrical part of the rod, sealing the interpipe space under a certain tension.
Устройство позволяет иметь небольшую радиальную толщину уплотнительного кольца за счет его перемещения при пакеровке на цилиндрическую ступень с большим диаметром и тем самым обеспечить минимальный диаметр устройства в транспортном состоянии и его высокую проходимость в скважине. Недостатком является также трудность распакеровки вследствие затекания уплотнителя в зазор между опорными втулками под действием больших перепадов давления. The device allows you to have a small radial thickness of the sealing ring due to its movement during packing onto a cylindrical stage with a large diameter and thereby ensure a minimum diameter of the device in transport condition and its high permeability in the well. Another disadvantage is the difficulty of unpacking due to the sealant flowing into the gap between the support bushings under the influence of large pressure drops.
Задачей изобретения обеспечение высокой прихватобезопасности и безотказности устройства, а именно, создание устройства с высокой проходимостью в условиях его транспортировки по колонне труб с загрязненной внутренней поверхностью твердыми отложениями, сужающими его проходное сечение и по открытому стволу, в т.ч. горизонтальных скважин. Конкретнее, задачей изобретения является создание пакерного узла устройства с минимальным диаметром за счет большого коэффициента пакеровки и безопасной распакеровкой при прихвате и затекании эластичных элементов в процессе работы при больших перепадах давления.The objective of the invention is to ensure high sticking safety and reliability of the device, namely, to create a device with high permeability in conditions of its transportation along a pipe string with an internal surface contaminated with solid deposits, narrowing its flow area and along an open shaft, incl. horizontal wells. More specifically, the objective of the invention is to create a packer assembly of a device with a minimum diameter due to a large packing coefficient and safe unpacking in case of sticking and wicking of elastic elements during operation at large pressure drops.
Поставленная задача решается тем, что в пакере упорном, включающем полый ствол переменного диаметра с уплотнительными втулками, опорными элементами, телескопическим приводом, упорный узел, ствол пакера выполнен с увеличенным наружным диаметром в средней части на длину равную длине нижней и верхней частей, уплотнительные втулки размещаются в транспортном положении на верхней или нижней части с возможностью перемещения по стволу при осевой нагрузке от телескопического привода, верхняя и нижняя части ствола имеют равный диаметр, равный внутреннему диаметру уплотнительных втулок, радиальная толщина втулок выбирается равной зазору между наружным диаметром средней части ствола и внутренним диаметром колонны труб, уплотнительные втулки выполнены из эластичных материалов с твердостью концевых втулок 85…95 ед. по Шору, средние втулки с твердостью 60..70 ед. по Шору, причем концевые втулки выполняют функцию опорных элементов, а телескопический привод выполнен двойным, размещен на верхней и нижней частях ствола пакера и содержит присоединительные муфты для присоединения верхнего привода к колонне труб, нижнего привода к упорному узлу. The problem is solved by the fact that in a thrust packer, including a hollow barrel of variable diameter with sealing bushings, support elements, a telescopic drive, a thrust unit, the packer barrel is made with an increased outer diameter in the middle part by a length equal to the length of the lower and upper parts, sealing bushings are placed in the transport position on the upper or lower part with the ability to move along the barrel under axial load from the telescopic drive, the upper and lower parts of the barrel have equal diameters equal to the internal diameter of the sealing bushings, the radial thickness of the bushings is selected equal to the gap between the outer diameter of the middle part of the barrel and the inner diameter pipe columns and sealing bushings are made of elastic materials with a hardness of the end bushings of 85...95 units. Shore, medium bushings with hardness 60..70 units. according to Shore, where the end bushings act as support elements, and the telescopic drive is made double, placed on the upper and lower parts of the packer barrel and contains couplings for connecting the upper drive to the pipe string, and the lower drive to the thrust unit.
В частном случае, упорный узел в варианте для упора на сужение в колонне труб выполнен в виде кольцевого упора с наклонными щелевыми каналами и кольцевым буртиком на нижнем торце упора по наружному диаметру, который более диаметра сужения в колонне труб и более максимального диаметра комплекса оборудования на 3-4мм. In a particular case, the thrust unit in the version for emphasis on a narrowing in a pipe string is made in the form of an annular stop with inclined slotted channels and an annular collar at the lower end of the stop along the outer diameter, which is greater than the diameter of the narrowing in the pipe string and more than the maximum diameter of the equipment complex by 3 -4mm.
Изобретение поясняется следующими фигурами.The invention is illustrated by the following figures.
Фиг.1. Принципиальная схема пакераFig.1. Schematic diagram of the packer
Фиг.2. Общий вид пакера: А- при спуске в скважину, Б-в запакерованном состоянии, В-при подъеме из скважины.Fig.2. General view of the packer: A - when lowering into the well, B - in a packed state, C - when lifting from the well.
Фиг.3. Упорный узел на сужения в колонне труб.Fig.3. A thrust unit for constrictions in a pipe string.
Отличительные признаки изобретения обусловлены следующим.The distinctive features of the invention are due to the following.
Ствол пакера выполнен с увеличенным наружным диаметром в средней части на длину равную длине нижней и верхней частей, уплотнительные втулки размещаются на верхней или нижней части с возможностью перемещения по стволу при осевой нагрузке от телескопического привода, верхняя и нижняя части ствола имеют равный диаметр, равный внутреннему диаметру уплотнительных втулок, радиальная толщина втулок выбирается равной зазору между наружным диаметром средней части ствола и внутренним диаметром колонны труб, уплотнительные втулки выполнены из эластичных материалов. Эти признаки изобретения позволяют создать больший зазор при транспортировке по стволу скважины между уплотнительными втулками и стенкой скважины в сравнении с аналогами, увеличить коэффициент пакеровки с обеспечением требуемого перепада давления на пакер и тем самым обеспечить высокую проходимость пакерного узла по загрязненной колонне труб. The packer barrel is made with an increased outer diameter in the middle part by a length equal to the length of the lower and upper parts, sealing bushings are placed on the upper or lower part with the ability to move along the barrel under axial load from a telescopic drive, the upper and lower parts of the barrel have an equal diameter equal to the internal one diameter of the sealing bushings, the radial thickness of the bushings is selected equal to the gap between the outer diameter of the middle part of the barrel and the internal diameter of the pipe string, the sealing bushings are made of elastic materials. These features of the invention make it possible to create a larger gap during transportation along the wellbore between the sealing sleeves and the well wall in comparison with analogues, to increase the packing coefficient while ensuring the required pressure drop across the packer, and thereby ensure high permeability of the packer unit through the contaminated pipe string.
На фиг.1 показана принципиальная схема пакера со стволом и уплотнительными втулками, где Д0-наружный диаметр втулки при транспортировании в скважине, Д1-диаметр верхней и нижней частей ствола, Д2-диаметр средней части ствола, Д3-диаметр внутренний колонны труб, Т-толщина радиальная втулок, L-длина частей ствола, равных между собой.Figure 1 shows a schematic diagram of a packer with a barrel and sealing sleeves, where D0 is the outer diameter of the sleeve during transportation in the well, D1 is the diameter of the upper and lower parts of the barrel, D2 is the diameter of the middle part of the barrel, D3 is the inner diameter of the pipe string, T- radial thickness of the bushings, L is the length of the barrel parts, equal to each other.
Уплотнительные втулки размещенные на верхней или нижней частей имеют толщину Т равную Зазор между наружным диаметром средней части ствола и внутренним диаметром колонны труб равен (Д3-Д2)/2. Согласно изобретению эти величины должны быть равными (Д0-Д1)/2 =(Д3-Д2)/2 =Т.The sealing bushings located on the upper or lower parts have a thickness T equal to The gap between the outer diameter of the middle part of the barrel and the inner diameter of the pipe string is equal to (D3-D2)/2. According to the invention, these values should be equal to (D0-D1)/2 = (D3-D2)/2 =T.
Например, рассмотрим в качестве примера пакер, предназначенный для работы по колонне НКТ, спускаемый на гибких трубах (ГНКТ). Минимальный размер колонн труб, используемых при добыче нефти - насосно-компрессорные трубы по ГОСТ 633-80 в основном наружным диаметром 60мм и внутренним диаметром Д3=50мм. При загрязнении труб на толщину 3-4мм диаметр спускаемого устройства с пакерными втулками с учетом исключения его поршневания должен быть не более Д0= 43мм. Коэффициент пакеровки Кп= 50/43=1,16. По опытным данным для обеспечения радиального расширения втулок с Д0=43мм до Д3=50 мм требуется осевое усилие вес колонны труб 2,0 т. Для создания контактного давления втулок на стенки труб, обеспечивающего перепад давления на втулки, например 200 атм при диаметре опоры Д1=20мм потребуется дополнительно (Д3-Д1)*3,14/4*200 =3300кг. Итого требуется общий вес труб 2,0+3,3=5,3 т. Вес гибких труб диаметром 33мм на глубине 2000м составляет 4,6т, что недостаточно для герметизации скважины при заданном давлении. Устройство по изобретению позволяет решить эту проблему путем предварительного натяга уплотнительной втулки на среднюю часть опоры с большим диаметром. При спуске и подъеме втулки находятся соответственно в верхней или нижней части опоры с меньшим диаметром. Диаметр средней части опоры выбирается из обеспечения наружного диаметра втулки при натяге до внутреннего диаметра колонны труб. Таким образом вес гибких труб будет расходоваться лишь на создание контактного давления втулок на стенки труб и обеспечение герметичности пакера. В данном примере толщина втулки Т должна быть равна Т=(Д0-Д1)/2 =(43-20)/2=11,5мм. Т.к. по изобретению (Д3-Д2)/2 =Т, то диаметр средней части ствола должен быть Д2=Д3-2Т = 50-23=27мм. For example, consider as an example a packer designed to work along a tubing string run on coiled tubing (CT). The minimum size of pipe strings used in oil production is pump and compressor pipes in accordance with GOST 633-80, mainly with an outer diameter of 60mm and an inner diameter of D3=50mm. If the pipes are contaminated to a thickness of 3-4 mm, the diameter of the lowering device with packer sleeves, taking into account the exclusion of its pistoning, should be no more than D0 = 43 mm. Packing coefficient Kp = 50/43 = 1.16. According to experimental data, to ensure radial expansion of the bushings from D0 = 43 mm to D3 = 50 mm, an axial force is required, the weight of the pipe string is 2.0 tons. To create contact pressure of the bushings on the pipe walls, providing a pressure drop on the bushings, for example, 200 atm with a support diameter of D1 =20mm will be required additionally (D3-D1)*3.14/4*200 =3300kg. In total, the total weight of pipes required is 2.0 + 3.3 = 5.3 tons. The weight of flexible pipes with a diameter of 33 mm at a depth of 2000 m is 4.6 tons, which is not enough to seal a well at a given pressure. The device according to the invention solves this problem by pre-tensioning the sealing sleeve onto the middle part of the support with a large diameter. During descent and ascent, the bushings are respectively located in the upper or lower part of the support with a smaller diameter. The diameter of the middle part of the support is selected to ensure the outer diameter of the sleeve when tensioned to the inner diameter of the pipe string. Thus, the weight of the flexible pipes will be spent only on creating contact pressure of the bushings on the pipe walls and ensuring the tightness of the packer. In this example, the thickness of the sleeve T should be equal to T=(D0-D1)/2 =(43-20)/2=11.5 mm. Because according to the invention (D3-D2)/2 =T, then the diameter of the middle part of the barrel should be D2=D3-2T = 50-23=27mm.
Таким образом, в процессе пакеровки уплотнительные втулки должны натягиваться с диаметра Д1=20мм до диаметра средней части опоры Д2=27мм, что находится в пределах упругости эластичных материалов, например, резины, используемой для изготовления пакерных втулок. Это позволит обеспечивать надежную пакеровку при весе гибких труб за счет исключения предварительного расширения втулок до внутреннего диаметра колонны труб.Thus, during the packing process, the sealing sleeves must be stretched from a diameter of D1 = 20 mm to the diameter of the middle part of the support, D2 = 27 mm, which is within the elasticity of elastic materials, for example, rubber, used for the manufacture of packer sleeves. This will ensure reliable packing with the weight of flexible pipes by eliminating the preliminary expansion of the bushings to the inner diameter of the pipe string.
Данное техническое решение также позволяет обеспечить безопасную распакеровку путем натяжки колонны труб за счет вытягивания сначала телескопического привода из зоны защемления пакерных втулок и затем средней части опоры с большим диаметром. При этом втулки пакера возвращаются в исходный диаметр в транспортное состояние с размещением в нижней части опоры с меньшим диаметром.This technical solution also allows for safe unpacking by tensioning the pipe string by first pulling the telescopic drive from the pinch zone of the packer sleeves and then the middle part of the support with a large diameter. In this case, the packer bushings return to their original diameter in the transport state and are placed in the lower part of the support with a smaller diameter.
Уплотнительные втулки выполнены из эластичных материалов с твердостью концевых втулок 85…95 ед. по Шору, средние втулки с твердостью 60..70 ед. по Шору, причем концевые втулки выполняют функцию упорных элементов. Это решение является оптимальным для условий работы пакерного узла с изменяемым диаметром опоры и обеспечивает надежность, безопасность работы и простоту конструкции пакерного узла в пределах перепадов давлений на пакер до 20…25 МПа. The sealing bushings are made of elastic materials with a hardness of the end bushings of 85...95 units. Shore, medium bushings with hardness 60..70 units. according to Shore, with the end bushings serving as thrust elements. This solution is optimal for the operating conditions of a packer assembly with a variable support diameter and ensures reliability, safety of operation and simplicity of design of the packer assembly within the range of pressure drops across the packer up to 20...25 MPa.
Для решения этих задач и размещения втулок при спуске и подъеме гибкой трубы соответственно в верхней в нижней частях опоры с меньшим диаметром, телескопический привод выполнен двойным и размещен на верхней и нижней частях ствола пакера. To solve these problems and place bushings when lowering and lifting a flexible pipe, respectively, in the upper and lower parts of the support with a smaller diameter, the telescopic drive is made double and placed on the upper and lower parts of the packer barrel.
Для обеспечения перепадов давления более 25 Мпа опорные концевые втулки могут быть выполнены в виде раздвижной металлической опоры с радиальными диаметрами равными диаметрам уплотнительных втулок из эластичных материалов, например, по конструкциям ООО НПФ "Пакер" (г. Октябрьский).To ensure pressure drops of more than 25 MPa, the support end bushings can be made in the form of a sliding metal support with radial diameters equal to the diameters of the sealing bushings made of elastic materials, for example, according to the designs of NPF Packer LLC (Oktyabrsky).
Для установки пакера используется упорный узел с упором на сужение в колонне труб или стенки скважины или труб. Обычно для упора на стенки скважины или труб используется в нефтедобыче якорные устройства. Колонны труб нагнетательных и нефтедобывающих скважин практически всегда имеют в нижней трубе сужения, седла, гнезда для посадки в них различных вставных узлов, которые могут быть использованы для упора упорного узла пакера. С этой целью упорный узел в выполнен в виде кольцевого упора с наклонными щелевыми каналами и кольцевым буртиком на нижнем торце упора по наружному диаметру, который более диаметра сужения в колонне труб и более максимального диаметра комплекса оборудования на 3-4мм. Наличие диаметра более максимального диаметра комплекса оборудования на 3-4мм и кольцевого буртика позволяет при спуске пакера скребковать стенки скважины от отложений и обеспечивать свободный проход пакера. Щелевые наклонные каналы предназначены для пропуска через них срезанных загрязнений и исключить поршневание скважины. Разница в диаметре упорного узла и сужения в колонне труб в 3-4мм достаточна для упора в них веса, например, ГНКТ до значений 4-5 тн и более.To install the packer, a thrust assembly is used with emphasis on a narrowing in the pipe string or the wall of the well or pipes. Typically, anchor devices are used in oil production to support the walls of a well or pipes. Pipe strings of injection and oil-producing wells almost always have in the lower pipe constrictions, saddles, and sockets for landing various plug-in units in them, which can be used to support the thrust unit of the packer. For this purpose, the thrust unit is made in the form of an annular stop with inclined slotted channels and an annular collar at the lower end of the stop along the outer diameter, which is 3-4 mm larger than the diameter of the narrowing in the pipe string and the maximum diameter of the equipment complex. The presence of a diameter greater than the maximum diameter of the equipment complex by 3-4 mm and an annular collar allows, when lowering the packer, to scrape the well walls from sediments and ensure free passage of the packer. Slotted inclined channels are designed to pass cut contaminants through them and prevent pistoning of the well. The difference in the diameter of the thrust unit and the narrowing in the pipe string of 3-4 mm is sufficient to support the weight of, for example, coiled tubing up to 4-5 tons or more.
Рассмотрим устройство на примере конкретного выполнения. Let's look at the device using a specific example.
Узел пакера упорного типа (фиг.2) содержит полый ствол 2 с уплотнительными втулками 3,4 с верхним 1 и нижним 6 телескопическими осевыми приводами с присоединительными муфтами с резьбой. Ствол в средней части имеет диаметр больший диаметра верхней и нижней частей за счет цилиндрического вкладыша 5, толщина стенки которого определяется зазором между наружным диаметром пакера и внутренним диаметром скважины. Уплотнительные втулки изготовлены из маслобензостойкой резины с твердостью концевых втулок 3 в пределах 85…95 ед. по Шору, средние втулки 4 с твердостью 60..70 ед. по Шору. The thrust-type packer unit (Fig. 2) contains a hollow shaft 2 with sealing bushings 3,4 with upper 1 and lower 6 telescopic axial drives with threaded couplings. The barrel in the middle part has a diameter larger than the diameter of the upper and lower parts due to the cylindrical liner 5, the wall thickness of which is determined by the gap between the outer diameter of the packer and the inner diameter of the well. The sealing bushings are made of oil and petrol resistant rubber with the hardness of the end bushings 3 ranging from 85...95 units. Shore, medium bushings 4 with hardness 60..70 units. according to Shore.
На фиг.2А пакер показан в транспортном состоянии при спуске в скважину. Уплотнительные втулки 3,4 размещены на верхней части ствола с меньшим диаметром и обеспечивают высокую проходимость пакера в скважине.In Fig. 2A the packer is shown in a transport state when lowered into the well. Sealing bushings 3 and 4 are placed on the upper part of the barrel with a smaller diameter and ensure high permeability of the packer in the well.
На фиг.2Б пакер показан в запакерованном состоянии. Втулки 3,4 под действием осевой нагрузки от веса труб на телескопические приводы 1,6 при упоре на якорь, забой или сужение в скважине (на фиг. не показано) переместились с участка ствола с меньшим диаметром на участок с большим диаметром. Его наружный диаметр по уплотнительным втулкам стал практически равен внутреннему диаметру скважины. Для перемещения втулок на больший диаметр требуется незначительное усилие от веса труб. Вес труб будет полностью использован для создания контакного давления уплотнительных втулок на стенки скважины. Тем самым устройство может эксплуатироваться при малых глубинах с небольшим весом колонны НКТ или ГНКТ.In Fig. 2B the packer is shown in a sealed state. The bushings 3,4 under the influence of axial load from the weight of the pipes on the telescopic drives 1,6 when resting on the anchor, face or narrowing in the well (not shown in the figure) moved from the section of the trunk with a smaller diameter to the section with a larger diameter. Its outer diameter according to the sealing bushings became almost equal to the inner diameter of the well. To move the bushings to a larger diameter, a slight force from the weight of the pipes is required. The weight of the pipes will be fully used to create contact pressure of the sealing sleeves on the walls of the well. Thus, the device can be operated at shallow depths with a low weight of the tubing or coiled tubing string.
На фиг. 2В пакер показан в транспортном состоянии при подъеме из скважины. Перевод пакера в это состояние осуществляется созданием небольшой натяжки труб. Верхний привод 1 перемещается вверх до упора на выступ ствола и далее вытягивает вверх ствол по всей его длине. Во внутренний диаметр уплотнительных втулок переместится участок ствола с меньшим диаметром и втулки под действием внутренних сил в эластичном материале вернутся в исходное состояние с разгерметизацией ствола скважины. In fig. 2B the packer is shown in transport condition when being lifted from the well. The packer is transferred to this state by creating a slight tension on the pipes. The top drive 1 moves up until it stops at the protrusion of the barrel and then pulls the barrel up along its entire length. A section of the barrel with a smaller diameter will move into the inner diameter of the sealing bushings and the bushings, under the influence of internal forces in the elastic material, will return to their original state with depressurization of the wellbore.
Упорный узел в варианте для упора на сужение в колонне труб (фиг.3) выполнен в виде кольцевого упора 7 с присоединительной резьбой 8 к патрубку, соединяющему его с пакером. Упор содержит наклонные щелевые каналы 9 и кольцевой буртик 10 на нижнем торце упора по наружному диаметру. Диаметр упора превышает диаметр сужения в колонне труб и более максимального диаметра комплекса оборудования на 3-4мм.The thrust unit in the version for focusing on a narrowing in the pipe string (Fig. 3) is made in the form of an annular stop 7 with a connecting thread 8 to the pipe connecting it to the packer. The stop contains inclined slotted channels 9 and an annular collar 10 at the lower end of the stop along the outer diameter. The diameter of the stop exceeds the diameter of the narrowing in the pipe string and exceeds the maximum diameter of the equipment complex by 3-4mm.
Пакер упорный апробирован в нагнетательной скважине №28941 Ромашкинского месторождения спуском в колонну НКТ на гибкой трубе в составе оборудования для обработки призабойной зоны скважин. Диаметр пакера в транспортном состоянии 44мм, после пакеровки 50мм. Спуск и подъем компоновки удовлетворительные без затяжек и посадок. Посадка пакера была осуществлена упорным узлом диаметром 46мм на опрессовочное седло с внутренним диаметром скважины 44 на глубине 1520м. В процессе ОПЗ на пласт и соответственно на пакер создавались циклические репрессия до 160 атм и депрессия - 5…10 атм. Негерметичность установленного пакера не наблюдалась. Снятие пакера выполнялось без затяжек.The thrust packer was tested in injection well No. 28941 of the Romashkinskoye field by running into a tubing string on a flexible pipe as part of equipment for treating the bottomhole zone of wells. The diameter of the packer in transport condition is 44 mm, after packing it is 50 mm. The descent and ascent of the layout are satisfactory without tightening or landing. The packer was installed using a thrust unit with a diameter of 46 mm on a pressure test seat with an internal well diameter of 44 at a depth of 1520 m. During the well treatment process, cyclic repression of up to 160 atm and depression of 5...10 atm were created on the formation and, accordingly, on the packer. No leakage of the installed packer was observed. The packer was removed without tightening.
Технико-экономический эффект достигается за счет:The technical and economic effect is achieved through:
а) обеспечению высокой проходимости компоновки в условиях загрязненной колонны НКТ, открытого ствола необсаженных, горизонтальных скважин, в т.ч. малого диаметра,a) ensuring high permeability of the assembly in conditions of a contaminated tubing string, open hole, uncased, horizontal wells, incl. small diameter,
б) снижения прихватоопасности пакера, b) reducing the risk of packer sticking,
в) низкой стоимости и надежности оборудования, c) low cost and reliability of equipment,
г) возможности исключения применения дорогостоящих надувных пакеров.d) the possibility of eliminating the use of expensive inflatable packers.
Claims (2)
Publications (2)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2021138113A RU2021138113A (en) | 2023-06-21 |
| RU2811016C2 true RU2811016C2 (en) | 2024-01-10 |
Family
ID=
Citations (8)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US2249171A (en) * | 1939-12-19 | 1941-07-15 | Lane Wells Co | Bridging plug packing sleeve |
| SU1399449A1 (en) * | 1986-03-31 | 1988-05-30 | Северо-Кавказский Государственный Научно-Исследовательский И Проектный Институт Нефтяной Промышленности | Packer sealing assembly |
| SU1758207A1 (en) * | 1990-02-27 | 1992-08-30 | Казахский Государственный Научно-Исследовательский И Проектный Институт Нефтяной Промышленности | Device for formation isolation |
| US20030079887A1 (en) * | 2001-10-30 | 2003-05-01 | Smith International, Inc. | High pressure sealing apparatus and method |
| RU2221129C2 (en) * | 2001-09-20 | 2004-01-10 | Антоненко Николай Митрофанович | Packing unit of packer |
| RU2361060C1 (en) * | 2008-03-17 | 2009-07-10 | Геннадий Иосифович Геймаш | Facility for sealing of circular space |
| RU2582142C1 (en) * | 2015-04-06 | 2016-04-20 | Акционерное общество "Новомет-Пермь" | Packer sealing assembly |
| WO2021011838A1 (en) * | 2019-07-18 | 2021-01-21 | Schlumberger Technology Corporation | Port free hydraulic unibody system and methodology for use in a well |
Patent Citations (8)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US2249171A (en) * | 1939-12-19 | 1941-07-15 | Lane Wells Co | Bridging plug packing sleeve |
| SU1399449A1 (en) * | 1986-03-31 | 1988-05-30 | Северо-Кавказский Государственный Научно-Исследовательский И Проектный Институт Нефтяной Промышленности | Packer sealing assembly |
| SU1758207A1 (en) * | 1990-02-27 | 1992-08-30 | Казахский Государственный Научно-Исследовательский И Проектный Институт Нефтяной Промышленности | Device for formation isolation |
| RU2221129C2 (en) * | 2001-09-20 | 2004-01-10 | Антоненко Николай Митрофанович | Packing unit of packer |
| US20030079887A1 (en) * | 2001-10-30 | 2003-05-01 | Smith International, Inc. | High pressure sealing apparatus and method |
| RU2361060C1 (en) * | 2008-03-17 | 2009-07-10 | Геннадий Иосифович Геймаш | Facility for sealing of circular space |
| RU2582142C1 (en) * | 2015-04-06 | 2016-04-20 | Акционерное общество "Новомет-Пермь" | Packer sealing assembly |
| WO2021011838A1 (en) * | 2019-07-18 | 2021-01-21 | Schlumberger Technology Corporation | Port free hydraulic unibody system and methodology for use in a well |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| US3245471A (en) | Setting casing in wells | |
| US2585706A (en) | Acidizing packer | |
| US20100319427A1 (en) | Apparatus and method for expanding tubular elements | |
| US3044553A (en) | Well packer | |
| US7699111B2 (en) | Float collar and method | |
| RU2298639C1 (en) | Device for reservoirs separation inside well | |
| RU2811016C2 (en) | Resistant packer | |
| US20110220356A1 (en) | Multiple stage cementing tool with expandable sealing element | |
| CN209799937U (en) | Separate-layer water injection device of casing damage repair well | |
| US8960277B2 (en) | Packer for sealing against a wellbore wall | |
| US3316969A (en) | Method of setting hydraulic packers | |
| RU2283940C1 (en) | Casing pipe air-tightness control device | |
| CN211422596U (en) | Hydraulic pushing small-diameter rubber cylinder pipe scraper | |
| US1912805A (en) | Wall packer | |
| RU2542062C1 (en) | Device for formation treatment in horizontal well | |
| RU2780997C1 (en) | Packer device | |
| RU2652400C1 (en) | Method and device for an interval study of a horizontal well bore | |
| RU2307232C1 (en) | Device for casing pipe cementing inside well | |
| RU52439U1 (en) | Casing Cementing Device | |
| RU60126U1 (en) | PACKER-BRIDGE | |
| CN115126438B (en) | Stepless reducing plugging device and method thereof | |
| RU34622U1 (en) | Device for cementing an additional casing string | |
| CN212837685U (en) | Crowded stifled cover integration double slips packer of testing | |
| RU2737747C2 (en) | Two-packer layout for shutting off unsealed sections of production strings of oil and gas wells | |
| RU2749366C1 (en) | Hydraulic packer |