RU2826982C1 - Pressure test packer - Google Patents
Pressure test packer Download PDFInfo
- Publication number
- RU2826982C1 RU2826982C1 RU2023133450A RU2023133450A RU2826982C1 RU 2826982 C1 RU2826982 C1 RU 2826982C1 RU 2023133450 A RU2023133450 A RU 2023133450A RU 2023133450 A RU2023133450 A RU 2023133450A RU 2826982 C1 RU2826982 C1 RU 2826982C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- self
- sealing
- sub
- sealing cuff
- stop
- Prior art date
Links
- 238000007789 sealing Methods 0.000 claims abstract description 71
- 238000013016 damping Methods 0.000 claims abstract description 9
- 238000003825 pressing Methods 0.000 claims abstract description 8
- 229910052751 metal Inorganic materials 0.000 claims description 8
- 239000002184 metal Substances 0.000 claims description 8
- 239000013013 elastic material Substances 0.000 claims description 7
- 239000002245 particle Substances 0.000 claims description 7
- 239000000463 material Substances 0.000 claims description 6
- 239000007788 liquid Substances 0.000 abstract description 8
- 238000010276 construction Methods 0.000 abstract description 2
- 230000003993 interaction Effects 0.000 abstract 1
- 239000000126 substance Substances 0.000 abstract 1
- 229920001971 elastomer Polymers 0.000 description 8
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 description 3
- 238000005755 formation reaction Methods 0.000 description 3
- 229920002635 polyurethane Polymers 0.000 description 3
- 239000004814 polyurethane Substances 0.000 description 3
- 230000001681 protective effect Effects 0.000 description 3
- 230000001010 compromised effect Effects 0.000 description 2
- 238000010168 coupling process Methods 0.000 description 2
- 238000005859 coupling reaction Methods 0.000 description 2
- 239000012530 fluid Substances 0.000 description 2
- 238000009413 insulation Methods 0.000 description 2
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 description 2
- 238000000034 method Methods 0.000 description 2
- 238000005086 pumping Methods 0.000 description 2
- 230000003014 reinforcing effect Effects 0.000 description 2
- 239000004576 sand Substances 0.000 description 2
- 239000000565 sealant Substances 0.000 description 2
- 239000007787 solid Substances 0.000 description 2
- 239000004636 vulcanized rubber Substances 0.000 description 2
- RYGMFSIKBFXOCR-UHFFFAOYSA-N Copper Chemical compound [Cu] RYGMFSIKBFXOCR-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 229910052782 aluminium Inorganic materials 0.000 description 1
- XAGFODPZIPBFFR-UHFFFAOYSA-N aluminium Chemical compound [Al] XAGFODPZIPBFFR-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 229910052802 copper Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000010949 copper Substances 0.000 description 1
- 230000008878 coupling Effects 0.000 description 1
- 230000005489 elastic deformation Effects 0.000 description 1
- 238000000605 extraction Methods 0.000 description 1
- 238000009434 installation Methods 0.000 description 1
- JEIPFZHSYJVQDO-UHFFFAOYSA-N iron(III) oxide Inorganic materials O=[Fe]O[Fe]=O JEIPFZHSYJVQDO-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 230000007774 longterm Effects 0.000 description 1
- 230000013011 mating Effects 0.000 description 1
- 210000002445 nipple Anatomy 0.000 description 1
- 239000004033 plastic Substances 0.000 description 1
- 229920003023 plastic Polymers 0.000 description 1
- 239000011208 reinforced composite material Substances 0.000 description 1
- 238000003860 storage Methods 0.000 description 1
Abstract
Description
Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, а именно к области строительства и ремонта нефтяных и газовых скважин, а именно устройству, предназначенному для проверки герметичности приустьевой части обсадной колонны совместно с противовыбросовым и другим оборудованием устья скважин без нагружения обсадных труб.The invention relates to the oil and gas production industry, namely to the field of construction and repair of oil and gas wells, namely to a device intended for checking the tightness of the wellhead portion of a casing string together with a blowout preventer and other wellhead equipment without loading the casing pipes.
Известен опрессовочный пакер (патент на ПМ RU № 60606, МПК Е21В 33/12, опубл. 27.01.2007 Бюл. № 03), включающий корпус, узел герметизации с уплотнительным элементом, закрепленным между нижней и верхней втулками, перепускное устройство, состоящее из золотника и пружины, причем корпус снабжен верхним и нижним рядами радиальных отверстий, причем нижняя и верхняя втулки закреплены на корпусе жестко, а уплотнительный элемент узла герметизации выполнен в виде самоуплотняющейся манжеты, пропускающей снизу вверх, при этом золотник перепускного устройства, размещенный внутри корпуса выполнен в виде стержня, причем корпус между нижним и верхним рядами радиальных отверстий снабжен сквозными продольными пазами, напротив которых на наружной поверхности корпуса установлена полая втулка, подпружиненная снизу вверх относительно упора, выполненного в виде кольцевой выборки на наружной поверхности корпуса выше нижнего ряда радиальных отверстий, при этом золотник и полая втулка соединены между собой пальцем, размещенным в сквозных продольных пазах корпуса, причем в транспортном положении золотник перекрывает средний ряд радиальных отверстий корпуса, при этом нижний ряд радиальных отверстий корпуса сообщается с внутренней полостью корпуса под золотником, а в рабочем положении золотник имеет возможность ограниченного сквозным продольным пазам корпуса осевого перемещения вниз с герметичным перекрытием нижнего ряда радиальных отверстий корпуса, при этом на верхнем конце корпуса установлен жесткий центратор-муфта, а на нижнем конце корпуса закреплен пружинный центратор.A pressure testing packer is known (patent for PM RU No. 60606, IPC E21B 33/12, published on 27.01.2007 Bulletin No. 03), comprising a housing, a sealing unit with a sealing element secured between the lower and upper bushings, a bypass device consisting of a spool valve and a spring, wherein the housing is provided with upper and lower rows of radial holes, wherein the lower and upper bushings are rigidly secured to the housing, and the sealing element of the sealing unit is made in the form of a self-sealing cuff that passes from the bottom up, wherein the spool valve of the bypass device, located inside the housing, is made in the form of a rod, wherein the housing between the lower and upper rows of radial holes is provided with through longitudinal grooves, opposite to which a hollow bushing is installed on the outer surface of the housing, spring-loaded from the bottom up relative to a stop made in the form of an annular sample on the outer surface of the housing above the lower row of radial holes, wherein the spool valve and the hollow sleeve are connected to each other by a pin placed in the through longitudinal grooves of the housing, and in the transport position the spool valve covers the middle row of radial holes of the housing, wherein the lower row of radial holes of the housing communicates with the internal cavity of the housing under the spool valve, and in the working position the spool valve has the ability to move downwards axially, limited by the through longitudinal grooves of the housing, with a hermetically sealed overlap of the lower row of radial holes of the housing, wherein a rigid centralizer-coupling is installed on the upper end of the housing, and a spring centralizer is fixed to the lower end of the housing.
Недостатками данного пакера являются сложность конструкции и высокая металлоёмкость из-за наличия большого количества последовательно устанавливаемых элементов (пружины, центраторов и т.п.), а также отсутствие защиты от прорыва жидкости между корпусом и уплотнительным элементом - самоуплотняющейся манжетой при нарушении ее целостности.The disadvantages of this packer are the complexity of the design and high metal consumption due to the presence of a large number of sequentially installed elements (springs, centralizers, etc.), as well as the lack of protection against liquid breakthrough between the body and the sealing element - a self-sealing cuff when its integrity is compromised.
Наиболее близким по технической сущности является пакер опрессовочный устьевой пакер (патент на ПМ RU № 213190, МПК Е21В 33/12, опубл. 29.08.2022 Бюл. № 25), содержащий пустотелый корпус, образованный соединенными между собой переводниками - верхним и нижним, снабженными на концах присоединительной резьбой - внутренней и наружной, соответственно, внутренней резьбой - для присоединения верхнего переводника к ниппельной части бурильной трубы, и наружной резьбой - для соединения нижнего переводника с муфтовой частью бурильной трубы, и узел уплотнения, состоящий из основания и самоуплотняющегося резинового элемента, сопрягаемых торцами с возможностью жесткого соединения, отличающийся тем, что он дополнительно содержит сменную защитную втулку, жестко закрепленную на основании предварительно изготовленного узла уплотнения, при этом верхняя часть самоуплотняющегося резинового элемента оснащена защитной манжетой, а нижняя часть оснащена армирующим элементом, при этом защитная втулка установлена с возможностью перекрытия армирующего элемента на величину не менее 0,5 его высоты, а герметичность соединения верхнего переводника с нижним переводником обеспечена резиновыми кольцами, установленными в канавках, выполненных на наружной поверхности верхнего переводника.The closest in technical essence is the pressure testing wellhead packer (patent for PM RU No. 213190, IPC E21B 33/12, published on 08/29/2022 Bulletin No. 25), comprising a hollow body formed by interconnected subs - upper and lower, equipped at the ends with a connecting thread - internal and external, respectively, internal thread - for connecting the upper sub to the nipple part of the drill pipe, and external thread - for connecting the lower sub to the coupling part of the drill pipe, and a sealing unit consisting of a base and a self-sealing rubber element, mating ends with the possibility of a rigid connection, characterized in that it additionally contains a replaceable protective sleeve rigidly fixed to the base of a pre-fabricated sealing unit, while the upper part of the self-sealing rubber element is equipped with a protective cuff, and the lower part is equipped with a reinforcing element, while the protective sleeve is installed with the possibility of overlapping the reinforcing element by at least 0.5 of its height, and the tightness of the connection of the upper adapter with the lower adapter is ensured by rubber rings installed in grooves made on the outer surface of the upper adapter.
Основным недостатком данного пакера является отсутствие защиты от продольного перемещения самоуплотняющегося резинового элемента, что может нарушить качество прилегания ее к пустотелому корпусу и, как следствие, прорыву жидкости между корпусом и резиновым элементом - самоуплотняющейся манжетой, в том числе и при нарушении ее целостности.The main disadvantage of this packer is the lack of protection against longitudinal movement of the self-sealing rubber element, which can impair the quality of its fit to the hollow body and, as a consequence, a breakthrough of liquid between the body and the rubber element - the self-sealing cuff, including when its integrity is compromised.
Техническим результатом предполагаемого технического решения является создание простой и надежной конструкции пакера опрессовочного, позволяющего исключить прорыв жидкости между корпусом и резиновым элементом - самоуплотняющейся манжетой за счет фиксации от продольного перемещения манжеты и наличия кольцевых проточек, образующих лабиринтные уплотнения.The technical result of the proposed technical solution is the creation of a simple and reliable design of a pressure testing packer, which allows eliminating the breakthrough of liquid between the body and the rubber element - a self-sealing cuff due to fixation from longitudinal movement of the cuff and the presence of annular grooves that form labyrinth seals.
Техническим решением является пакер опрессовочный, включающий пустотелый корпус с верхней и нижней резьбами для соединения с оборудованием, спускаемым в скважину, состоящий из верхнего и нижнего переводников, которые соосно и герметично соединены между собой резьбой, установленный снаружи верхнего переводника узел уплотнения, состоящий из самоуплотняющейся манжеты и нижнего упора, взаимодействующего после сборки снизу с торцом нижнего переводника.The technical solution is a pressure packer, including a hollow body with upper and lower threads for connection with equipment lowered into the well, consisting of upper and lower subs, which are coaxially and hermetically connected to each other by threads, a sealing unit installed outside the upper sub, consisting of a self-sealing cuff and a lower stop, interacting after assembly from below with the end of the lower sub.
Новым является то, что верхний переводник снаружи сверху оснащен наружным кольцевым выступом, сверху самоуплотняющейся манжеты установлен верхний упор, выполненный с возможностью прижатия к верхнему переводнику снаружи внутренний выступающей части самоуплотняющейся манжеты и взаимодействия с нижнем торцом кольцевого выступа, при этом нижний упор сверху оснащен кольцевым стаканом, охватывающим снизу самоуплотняющуюся манжету для прижатия к верхнему переводнику, между торцом нижнего переводника и нижним упором установлена демпфирующая прокладка для надежной фиксации самоуплотняющейся манжеты между верхним и нижним упорами без нарушения ее целостности, а на наружной поверхности верхнего переводника и внутренней поверхности стакана выполнены как минимум по две кольцевые проточки, взаимодействующие с самоуплотняющейся манжетой.What is new is that the upper adapter is equipped with an outer annular projection on the outside, an upper stop is installed on top of the self-sealing cuff, made with the possibility of pressing the inner protruding part of the self-sealing cuff to the upper adapter from the outside and interacting with the lower end of the annular projection, while the lower stop is equipped with an annular cup on top, covering the self-sealing cuff from below for pressing against the upper adapter, a damping gasket is installed between the end of the lower adapter and the lower stop for reliable fixation of the self-sealing cuff between the upper and lower stops without violating its integrity, and at least two annular grooves interacting with the self-sealing cuff are made on the outer surface of the upper adapter and the inner surface of the cup.
Новым является также то, что демпфирующая прокладка изготовлена в виде пружинного металлического кольца, эластичного материала, более упругого, чем материал самоуплотняющейся манжеты, или мягкого металла.What is also new is that the damping gasket is made in the form of a spring metal ring, an elastic material that is more elastic than the material of the self-sealing cuff, or a soft metal.
Новым является также то, что он выполнен из последовательно установленных по высоте двойных узлов уплотнения, причем верхняя самоуплотняющаяся манжета изготовлена из более плотной и упругой по отношению к нижней для удержания осаждающихся скважинных частиц.What is also new is that it is made of sequentially installed double sealing units in height, with the upper self-sealing cuff made of a denser and more elastic material than the lower one to retain settling well particles.
На фиг 1 изображен пакер опрессовочный в продольном разрезе.Fig. 1 shows a longitudinal section of a pressure testing packer.
На фиг. 2 изображен двойной пакер опрессовочный.Fig. 2 shows a double pressure testing packer.
Пакер опрессовочный включает в себя пустотелый корпус, состоящий из верхнего 1 (фиг. 1) и нижнего 2 переводников, которые соосно и герметично (например, при помощи уплотнения 3) соединены между собой резьбой 4. Для исключения несанкционированного отворота резьбы 4 она может быть зафиксирована, например, стопорным винтом 5, герметиком, стопорной шайбой (последнее не показано) или т.п. На способы фиксации резьбы 4 автор не претендует, так как это хорошо известно из открытых источников. Верхний 1 и нижний 2 переводники корпуса оснащены соответствующими верхней 6 и нижней 7 резьбами для соединения с оборудованием (не показано), спускаемым в скважину (не показана). Снаружи верхнего переводника 1 установлен узел уплотнения, состоящий из самоуплотняющейся манжеты 8 и нижнего упора 9, взаимодействующего после сборки снизу с верхним торцом нижнего переводника 2. Верхний переводник 1 снаружи сверху оснащен наружным кольцевым выступом 10. Сверху самоуплотняющейся манжеты 8 установлен верхний упор 11, выполненный с возможностью прижатия к верхнему переводнику снаружи внутренний выступающей части 12 самоуплотняющейся манжеты 8 и взаимодействия с нижнем торцом кольцевого выступа 10. Нижний упор 9 сверху оснащен кольцевым стаканом 13, охватывающим снизу самоуплотняющуюся манжету 8 для прижатия к верхнему переводнику 1. Между верхним торцом нижнего переводника 2 и нижним упором установлена демпфирующая прокладка 14 для надежной фиксации самоуплотняющейся манжеты 8 между верхним 11 и нижним 9 упорами без нарушения ее целостности. На наружной поверхности верхнего переводника 1 и внутренней поверхности стакана 13 выполнены как минимум по две кольцевые проточки 15 и 16 соответственно, взаимодействующие с самоуплотняющейся манжетой 8. Демпфирующая прокладка 14 может быть изготовлена в виде пружинного металлического кольца, эластичного материала, более упругого (полиуретан, вулканизированная резина или т.п.), чем материал самоуплотняющейся манжеты 8, или мягкого металла (алюминий, свинец, медь или т.п.). При использовании пакера опрессовочного в глубоких скважинах, скважинах старого фонда (срок эксплуатации 15 лет и более), скважинах, вскрывших продуктивный пласт (не показан) с высоким пескопроявлением (например, пласты с высоковязкой нефтью, терригенные пласты с залеганием до 700 м и/или т.п.), то есть в скважинах с большим количеством осаждающихся из скважинной жидкости твердых частиц (песок, окалина со скважинного оборудования или насосно-компрессорных труб (НКТ), ржавчина и/или отложения со стенок скважины и/или т.п.), рекомендуется использование двойных узлов уплотнения последовательно установленных по высоте в скважине, причем верхняя самоуплотняющаяся манжета 17 (Фиг. 2) изготовлена из более плотного и упругого материала (вулканизированная резина, армированная металлической сеткой манжета 17, твердый полиуретан и/или т.п.) по отношению к нижней 8 для удержания осаждающихся скважинных частиц.The pressure testing packer includes a hollow body consisting of an upper 1 (Fig. 1) and lower 2 adapters, which are coaxially and hermetically (for example, using a seal 3) connected to each other by a thread 4. To prevent unauthorized unscrewing of the thread 4, it can be fixed, for example, by a lock screw 5, sealant, lock washer (the latter is not shown), etc. The author does not claim methods for fixing the thread 4, since this is well known from open sources. The upper 1 and lower 2 adapters of the body are equipped with corresponding upper 6 and lower 7 threads for connection to equipment (not shown) lowered into the well (not shown). A sealing unit consisting of a self-sealing cuff 8 and a lower stop 9, interacting after assembly from below with the upper end of the lower sub 2, is installed outside the upper sub 1. The upper sub 1 is equipped with an outer annular projection 10 on the outside at the top. An upper stop 11 is installed on top of the self-sealing cuff 8, designed with the possibility of pressing the inner protruding part 12 of the self-sealing cuff 8 against the upper sub from the outside and interacting with the lower end of the annular projection 10. The lower stop 9 is equipped with an annular cup 13 on top, enclosing the self-sealing cuff 8 from below for pressing it against the upper sub 1. A damping gasket 14 is installed between the upper end of the lower sub 2 and the lower stop for reliable fixation of the self-sealing cuff 8 between the upper 11 and lower 9 stops without violating its integrity. On the outer surface of the upper adapter 1 and the inner surface of the cup 13, at least two annular grooves 15 and 16, respectively, are made, interacting with the self-sealing cuff 8. The damping gasket 14 can be made in the form of a spring metal ring, an elastic material that is more elastic (polyurethane, vulcanized rubber, etc.) than the material of the self-sealing cuff 8, or a soft metal (aluminum, lead, copper, etc.). When using a pressure testing packer in deep wells, old wells (service life of 15 years or more), wells that have penetrated a productive formation (not shown) with high sand production (for example, formations with high-viscosity oil, terrigenous formations occurring at a depth of up to 700 m and/or the like), that is, in wells with a large number of solid particles settling from the well fluid (sand, scale from well equipment or tubing, rust and/or deposits from the well walls and/or the like), it is recommended to use double sealing units installed in series along the height in the well, with the upper self-sealing cuff 17 (Fig. 2) made of a denser and more elastic material (vulcanized rubber, cuff 17 reinforced with a metal mesh, hard polyurethane and/or the like) in relation to to the bottom 8 to retain settling well particles.
Конструктивные элементы, технологические соединения и уплотнения, не влияющие на работоспособность пакера опрессовочного, на чертежах (фиг. 1 и 2) не показаны или показаны условно.Structural elements, process connections and seals that do not affect the performance of the pressure packer are not shown in the drawings (Figs. 1 and 2) or are shown conditionally.
Пакер опрессовочный собирают в следующей последовательности.The pressure testing packer is assembled in the following sequence.
На верхний переводник 1 снизу до взаимодействия с кольцевым выступом 10 надевают верхний упор 11, потом - самоуплотняющуюся манжету 8 до ввода внутренний выступающей части 12 под верхний упор 11. На нижний край самоуплотняющейся манжеты 8 с усилием надвигают стакан 13 нижнего упора 9 для прижатия к наружной поверхности верхнего переводника 1 корпуса пакера опрессовочного. При этом материал самоуплотняющейся манжеты 8 «затекает» в как минимум по две кольцевые проточки 15 и 16 верхнего переводника 1 и стакана 13 соответственно, обеспечивая более надежную фиксацию от продольного сдвига самоуплотняющейся манжеты 4 и образует «лабиринтное уплотнение». Как показала практика в «лабиринтном уплотнении» как минимум по две кольцевые проточки 15 и 16 верхнего переводника 1 и стакана 13 соответственно исключает практически полностью прорыв жидкости при опрессовке скважины как изнутри, так и снаружи самоуплотняющейся манжеты 8. Увеличение количества кольцевых проточек 15 и 16 верхнего переводника 1 и стакана 13 соответственно обеспечивает более надежную фиксацию о продольного сдвига самоуплотняющейся манжеты 8 и большую надежность изоляции «лабиринтного уплотнения», рекомендуется при использовании давления опрессовки скважины 15 МПа и более. Снизу до упора в нижний упор 9 устанавливают демпфирующую прокладку 14 которую прижимают верхним торцом нижнего упора 2 при соединении его по резьбе 4 с верхним переводником 1. Если резьба 4 не самоуплотняющаяся (не коническая) рекомендуется для герметизации использовать, например, уплотнение 3, а для фиксации от отворота, например, стопорный винт 5. Демпферную прокладку 14 выбирают эмпирическим путем такой толщины, чтобы он было в пределах упругой деформации при сборке корпуса из переводников 1 и 2. Таким образом обеспечивают упрощение сборки корпуса из переводников 1 и 2, надежное зажатие самоуплотняющейся манжеты 8 между упорами 11 и 9 и нивелирование уменьшение размеров самоуплотняющейся манжеты 14 при длительном хранении под действием внешнего воздействия, так как любой пластичный материал имеет не жесткую внутреннюю структуру и «течет» со временем, то есть материал самоуплотняющейся манжеты 14 упругий и аморфный (мягкий полиуретан, маслобензостойкая резина, армированный пластиком композитный материал или т.п.).The upper stop 11 is put on the upper adapter 1 from below until it interacts with the annular projection 10, then the self-sealing cuff 8 is put on until the inner protruding part 12 is inserted under the upper stop 11. The cup 13 of the lower stop 9 is pushed onto the lower edge of the self-sealing cuff 8 with force to press the pressure packer body against the outer surface of the upper adapter 1. In this case, the material of the self-sealing cuff 8 "flows" into at least two annular grooves 15 and 16 of the upper adapter 1 and cup 13, respectively, providing more reliable fixation from longitudinal shift of the self-sealing cuff 4 and forming a "labyrinth seal". As practice has shown, in the "labyrinth seal" at least two annular grooves 15 and 16 of the upper adapter 1 and cup 13, respectively, eliminate almost completely the breakthrough of liquid during well pressure testing both from the inside and outside of the self-sealing cuff 8. Increasing the number of annular grooves 15 and 16 of the upper adapter 1 and cup 13, respectively, ensures more reliable fixation of the longitudinal shift of the self-sealing cuff 8 and greater reliability of the "labyrinth seal" insulation, recommended when using a well pressure testing pressure of 15 MPa or more. From below to the stop in the lower stop 9, a damping gasket 14 is installed, which is pressed by the upper end of the lower stop 2 when connecting it along the thread 4 with the upper adapter 1. If the thread 4 is not self-sealing (not conical), it is recommended to use, for example, a seal 3 for sealing, and for fixing from turning, for example, a locking screw 5. The damping gasket 14 is selected empirically of such a thickness that it is within the limits of elastic deformation when assembling the housing from adapters 1 and 2. This ensures simplification of the assembly of the housing from adapters 1 and 2, reliable clamping of the self-sealing cuff 8 between stops 11 and 9 and leveling of the decrease in the dimensions of the self-sealing cuff 14 during long-term storage under the influence of external influence, since any plastic material does not have a rigid internal structure and "flows" over time, that is, the material of the self-sealing cuff 14 elastic and amorphous (soft polyurethane, oil-resistant rubber, plastic-reinforced composite material, etc.).
Пакер опрессовочный работает следующим образом.The pressure packer works as follows.
Пакер опрессовочный в сборе соединяют по резьбам 6 и 7 со скважинным оборудованием (например, колонна НКТ, насосное оборудование, хвостовик и/ли т.п.). При использовании в скважинах с большим количеством осаждающихся из скважинной жидкости твердых частиц в верхней резьбе 6 присоединяют аналогичный пакер с самоуплотняющейся манжетой 17 (фиг. 2) из более плотного и упругого материала. После чего пакер опрессовочный спускают в скважину в интервал установки (не показан), предварительно определенный технологами, обслуживающими данное месторождение. Устье скважины изолируют герметизатором устья (не показан) и в межтрубном пространстве (например, между колонной НКТ и стенкам скважины) создают избыточное давление, например, нагнетанием жидкости устьевым насосом (не показан). Под действием этого давления самоуплотняющаяся манжета 8 (фиг. 1) отгибается от верхнего переводника 1 и прижимается к стенкам скважины, герметично разобщая пространства скважины на надпакерное и подпакерное (не показаны). Давлением в межтрубном надпакерном пространстве повышают до опрессовочного (на месторождениях Республики Татарстан (РТ) - 11-16 МПа) и выдерживают изоляцией на устье межтрубного пространства технологическое время (на месторождениях РТ - 2-3 часа), если давление не падает или падает в допустимых пределах (на месторождениях РТ - не более 1 МПа), то считают, что обсадная колонна (не показана) скважины герметична, то есть не имеет нарушений в пространстве выше опрессовочного пакера. При этом при наличии верхнего пакера скважинные частицы осаждаются сверху на самоуплотняющейся манжете 17 (фиг. 2), практически не накапливаясь на самоуплотняющейся манжете 8 (фиг. 1). Причем самоуплотняющаяся манжета 17 (фиг. 2) не предназначен для герметизации скважины, а только - для сбора осаждающихся скважинных частиц для защиты самоуплотняющейся манжеты 8 (фиг. 1). По завершении опрессовки давление в межтрубном пространстве скважины снижают (например, стравливают жидкость на устье скважины), самоуплотняющаяся манжета 8 под действием своих упругих сил сжимается, возвращается в исходное положение и готов к извлечению из скважины или к повторной опрессовке через определенный период времени.The pressure packer assembly is connected to the well equipment (e.g., a tubing string, pumping equipment, shank, etc.) via threads 6 and 7. When used in wells with a large amount of solid particles settling from the well fluid, a similar packer with a self-sealing cuff 17 (Fig. 2) made of a denser and more elastic material is connected to the upper thread 6. After that, the pressure packer is lowered into the well into the installation interval (not shown), preliminarily determined by the technologists servicing the given field. The wellhead is isolated with a wellhead sealant (not shown) and excess pressure is created in the intertube space (e.g., between the tubing string and the well walls), for example, by pumping liquid with a wellhead pump (not shown). Under the action of this pressure, the self-sealing cuff 8 (Fig. 1) bends away from the upper sub 1 and is pressed against the well walls, hermetically separating the well spaces into the above-packer and below-packer spaces (not shown). The pressure in the inter-tube above-packer space is increased to the pressure-testing pressure (at the fields of the Republic of Tatarstan (RT) - 11-16 MPa) and is maintained with insulation at the mouth of the inter-tube space for the technological time (at the fields of the RT - 2-3 hours), if the pressure does not drop or drops within the permissible limits (at the fields of the RT - no more than 1 MPa), then it is considered that the casing string (not shown) of the well is hermetically sealed, i.e. has no violations in the space above the pressure-testing packer. In this case, if there is an upper packer, the well particles settle on top of the self-sealing cuff 17 (Fig. 2), practically without accumulating on the self-sealing cuff 8 (Fig. 1). Moreover, the self-sealing cuff 17 (Fig. 2) is not intended for sealing the well, but only for collecting the settled well particles to protect the self-sealing cuff 8 (Fig. 1). Upon completion of the pressure testing, the pressure in the inter-tube space of the well is reduced (for example, the liquid is bled off at the wellhead), the self-sealing cuff 8 is compressed under the action of its elastic forces, returns to its original position and is ready for extraction from the well or for repeated pressure testing after a certain period of time.
Предлагаемый пакер опрессовочный имеет простую и надежную конструкцию, при этом позволяет исключить прорыв жидкости между корпусом и резиновым элементом - самоуплотняющейся манжетой за счет фиксации от продольного перемещения манжеты и наличия кольцевых проточек, образующих лабиринтные уплотнения.The proposed pressure packer has a simple and reliable design, while it allows to exclude a breakthrough of liquid between the body and the rubber element - a self-sealing cuff due to fixation from longitudinal movement of the cuff and the presence of annular grooves that form labyrinth seals.
Claims (3)
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2826982C1 true RU2826982C1 (en) | 2024-09-19 |
Family
ID=
Citations (6)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US4129308A (en) * | 1976-08-16 | 1978-12-12 | Chevron Research Company | Packer cup assembly |
| RU47044U1 (en) * | 2005-01-11 | 2005-08-10 | Открытое акционерное общество "Научно-производственное объединение "Бурение" | PACKER TESTING HOLE |
| RU60606U1 (en) * | 2006-10-02 | 2007-01-27 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | TEST PACKER |
| RU64681U1 (en) * | 2007-02-28 | 2007-07-10 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | PACKER |
| CN206722795U (en) * | 2017-05-09 | 2017-12-08 | 成都洪宇中能科技有限责任公司 | Combined type wear-resisting cup packer |
| RU213190U1 (en) * | 2022-06-06 | 2022-08-29 | Общество с ограниченной ответственностью "ИНТОВ" | wellhead pressurizing packer |
Patent Citations (7)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US4129308A (en) * | 1976-08-16 | 1978-12-12 | Chevron Research Company | Packer cup assembly |
| RU47044U1 (en) * | 2005-01-11 | 2005-08-10 | Открытое акционерное общество "Научно-производственное объединение "Бурение" | PACKER TESTING HOLE |
| RU60606U1 (en) * | 2006-10-02 | 2007-01-27 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | TEST PACKER |
| RU64681U1 (en) * | 2007-02-28 | 2007-07-10 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | PACKER |
| CN206722795U (en) * | 2017-05-09 | 2017-12-08 | 成都洪宇中能科技有限责任公司 | Combined type wear-resisting cup packer |
| RU213190U1 (en) * | 2022-06-06 | 2022-08-29 | Общество с ограниченной ответственностью "ИНТОВ" | wellhead pressurizing packer |
| RU2802644C1 (en) * | 2023-03-01 | 2023-08-30 | федеральное государственное автономное образовательное учреждение высшего образования "Северо-Кавказский федеральный университет" | Device for isolation of the annular space of wells |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| EP2489827B1 (en) | Self-boosting, non-elastomeric resilient seal for check valve | |
| US10577889B2 (en) | Constructed annular safety valve element package | |
| NO329787B1 (en) | Gas lift system for use in a wellbore and method for installing a gas lift valve | |
| CA2822998C (en) | Fluid seal with swellable material packing | |
| CN102817575A (en) | Downhole blow-out preventer with automatic controlling and anchoring function | |
| NO20101730L (en) | Wellhead coat adapter | |
| CN107630696B (en) | Underground pressure testing device and method of ground blowout preventer | |
| CN102561995A (en) | Underground floating valve with high-temperature resistance, high-pressure resistance and corrosion resistance | |
| RU2826982C1 (en) | Pressure test packer | |
| CN111502587B (en) | Remotely opened stratum isolation tool for deep well | |
| CN219299289U (en) | Wellhead riser | |
| CN116927702A (en) | Continuous jarring releasing device | |
| RU2230177C1 (en) | Device for binding casing columns on well mouth (variants) | |
| RU223196U1 (en) | Cup packer | |
| RU2382176C1 (en) | Underground equipment with device for cleaning of settling well of methane-coal hole during its development and maintenance | |
| CN211042731U (en) | Composite oil immersion test device | |
| RU2817438C1 (en) | Downhole valve device | |
| RU2279537C1 (en) | Device for flow string pressure-testing | |
| RU60602U1 (en) | Wellhead packer | |
| RU2310057C2 (en) | Flow string pressure-testing device | |
| RU213190U1 (en) | wellhead pressurizing packer | |
| US9243470B2 (en) | Downhole system and method for facilitating remedial work | |
| CN110067527B (en) | Downhole sealing cylinder repairing tool | |
| RU2143052C1 (en) | Sealing fittings (versions) | |
| RU2382873C1 (en) | Additional casing string cementing device |