RU49570U1

RU49570U1 - TEST PACKER

Info

Publication number: RU49570U1
Application number: RU2005117908/22U
Authority: RU
Inventors: Т.М. Муртазина; А.И. Горбунова; М.Ф. Асадуллин; Р.З. Зиятдинов; Д.В. Страхов
Original assignee: Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина
Priority date: 2005-06-09
Filing date: 2005-06-09
Publication date: 2005-11-27

Abstract

Предложение относится к нефтегазодобывающей промышленности и может быть использовано в нефтяных и газовых скважинах для поинтервальной опрессовки их колонн. Опрессовочный пакер состоит из корпуса со сквозными продольными пазами и радиальным отверстием в верхней части, узла герметизации с уплотнительным элементом, выполненным в виде эластичного рукава, закрепленного между нижней и верхней втулками, расположенными на наружной поверхности корпуса. Нижняя втулка жестко закреплена на корпусе. Клапанный узел установлен внутри корпуса и выполнен в виде сбивного клапана, герметично установленного в радиальное отверстие корпуса. Наружный диаметр D₁ верхней втулки меньше наружного диаметра D₂ нижней втулки. В сквозные продольные пазы корпуса установлены подвижные пальцы, которые с одной стороны соединены с верхней втулкой, а с другой стороны с золотником перепускного устройства. Золотник посредством уплотнительных элементов, герметично размещен внутри корпуса. Золотник оснащен снизу внутренней ступенчатой выточкой, под сбрасываемый с устья скважины шар. Регулировочная гайка перепускного устройства навернута на нижний торец корпуса и подпружинивает спиральной пружиной золотник снизу. Верхняя втулка и золотник, соединенные между собой посредством подвижных пальцев имеют возможность осевого ограниченного перемещения по сквозным продольным пазам корпуса в рабочем положении. Предлагаемое устройство имеет простую конструкцию и позволяет с достаточной эффективностью спрессовать обсадную колонну в требуемых интервалах скважины, после чего поднимать колонну НКТ без излива жидкости, и тем самым соблюдать экологическую безопасность, что в целом позволяет сократить время на процесс опрессовки в целом и сэкономить материальные и финансовые средства. The proposal relates to the oil and gas industry and can be used in oil and gas wells for interval testing of their columns. The compression packer consists of a casing with through longitudinal grooves and a radial hole in the upper part, a sealing unit with a sealing element made in the form of an elastic sleeve fixed between the lower and upper bushings located on the outer surface of the casing. The lower sleeve is rigidly fixed to the housing. The valve assembly is installed inside the housing and is made in the form of a knockdown valve, hermetically installed in the radial hole of the housing. The outer diameter D _{1 of the} upper sleeve is smaller than the outer diameter D _{2 of the} lower sleeve. Movable fingers are installed in the through longitudinal grooves of the housing, which are connected on one side to the upper sleeve and, on the other hand, to the spool of the bypass device. Spool by means of sealing elements, hermetically placed inside the housing. The spool is equipped with an internal step recess from below, under the ball discharged from the wellhead. The bypass adjusting nut is screwed onto the lower end of the housing and spring coils from below with a coil spring. The upper sleeve and the spool, interconnected by means of movable fingers, have the possibility of axial limited movement along the through longitudinal grooves of the housing in the working position. The proposed device has a simple design and allows for sufficient efficiency to compress the casing in the required intervals of the well, and then lift the tubing string without spilling fluid, and thereby maintain environmental safety, which generally reduces the time for the crimping process as a whole and save material and financial facilities.

Description

Предложение относится к нефтегазодобывающей промышленности и может быть использовано в нефтяных и газовых скважинах для поинтервальной опрессовки их колонн.The proposal relates to the oil and gas industry and can be used in oil and gas wells for interval testing of their columns.

Известен «Пакер» (Свидетельство на полезную модель RU №29090 МПК 7 Е 21 В 33/12 опубл. Бюл. №12 от 27.04.2003 г.), включающий ствол с фигурным пазом на наружной поверхности с равномерно расположенными чередующимися продольными короткими и длинными участками, жестко связанную со стволом опору, расположенный под ней нажимной уплотнительный элемент и конус, установленную на стволе с возможностью осевого перемещения обойму и соединенное с ней кольцо, направляющий штифт, размещенный в фигурном пазе и соединенный с кольцом, установленные в обойме по ее окружности шлипсы, подпружиненные в радиальном направлении, при этом он снабжен самоуплотняющейся манжетой, установленной на стволе выше опоры и жестко соединенным с ним наконечником, через который пропущен шток, выполненный с кольцевым уступом внизу, взаимодействующим с наконечником, и радиальными отверстиями, расположенными выше наконечника, причем шток соединен с грузом, имеющим камеру в нижней части, сообщенную с колонным пространством скважины посредством радиальных отверстий и с внутренним пространством штока посредством осевого канала, перекрытого обратным клапаном; в качестве средства для подъема и спуска используют канат.The well-known "Packer" (Utility Model Certificate RU No. 29090 IPC 7 E 21 B 33/12 publ. Bull. No. 12 dated 04/27/2003), including a barrel with a curly groove on the outer surface with evenly spaced alternating longitudinal short and long sections, a support rigidly connected to the barrel, a pressurizing sealing element located under it and a cone mounted on the barrel with the possibility of axial movement of the cage and a ring connected to it, a guide pin placed in a figured groove and connected to the ring installed in the cage along its circumference the slips are spring-loaded in the radial direction, while it is equipped with a self-sealing cuff mounted on the barrel above the support and a rigidly connected tip through which a rod is passed, made with an annular ledge below, interacting with the tip, and radial holes located above the tip, moreover, the rod is connected to a load having a chamber in the lower part, communicating with the column space of the well by means of radial holes and with the inner space of the rod by means of an axial sediment blocked by check valve; as a means for lifting and lowering using a rope.

Недостатками данного пакера являются:The disadvantages of this packer are:

- возможность спуска только на канате что снижает область применения (например: на небольших глубинах выигрыш во времени незначителен, причем требуется использования специального оборудования для спуска на канате);- the possibility of descent only on the rope, which reduces the scope (for example: at shallow depths the time gain is negligible, and the use of special equipment for descent on the rope is required);

- самоуплотняющаяся манжета для качественной работы при спуске контактирует с эксплуатационной колонной, что при спуске на большие (более 900 м) глубины вызывает ее истирание.- the self-sealing cuff for high-quality work during descent is in contact with the production casing, which when descending to large (more than 900 m) depths causes its abrasion.

Наиболее близким по технической сущности к предлагаемому является «Опрессовочный пакер» (Патент RU №2153570 МПК 7 Е 21 В 33/12 опубл. Бюл. №21 от 27.07.2000 г.), включающий корпус, узел герметизации с уплотнительным элементом, нижней втулкой и камерой уплотнения, перепускное устройство и обратный клапан, при этом пакер имеет клапанный узел со срезными элементами, шаровым клапаном и седлом под этот клапан в виде цилиндрической втулки, а корпус имеет кольцевой бурт The closest in technical essence to the proposed one is the “Compression Packer” (Patent RU No. 2153570 IPC 7 Е 21 В 33/12 publ. Bull. No. 21 dated 07/27/2000), including a housing, a sealing unit with a sealing element, a lower sleeve and a seal chamber, a bypass device and a check valve, while the packer has a valve assembly with shear elements, a ball valve and a seat for this valve in the form of a cylindrical sleeve, and the body has an annular collar

ограничения перемещения нижней втулки, кольцевую проточку, ступенчатую кольцевую выточку и радиальные отверстия для установки срезных винтов, при этом перепускное устройство выполнено в виде золотника с внутренней ступенчатой выточкой, соответствующей ступенчатой кольцевой выточке корпуса, пружиной и регулировочной гайкой, устанавливающей усилие пружины и длину хода золотника, а камера уплотнения образована уплотнительным и кольцевой проточкой корпуса.restrictions on the movement of the lower sleeve, an annular groove, a stepped annular undercut and radial holes for installing shear screws, the bypass device is made in the form of a spool with an internal stepped undercut corresponding to a stepped annular undercut of the housing, a spring and an adjusting nut that sets the spring force and stroke length of the spool and the seal chamber is formed by the sealing and annular groove of the housing.

Недостатками данного опрессовочного пакера являются:The disadvantages of this crimping packer are:

- сложность конструкции, обусловленная большим количеством узлов и деталей, и как следствие сложность сборки;- the complexity of the design, due to the large number of nodes and parts, and as a result, the complexity of the assembly;

- возможна не герметичная посадка клапана в узле обратного клапана в процессе опрессовки, особенно в случае сильного загрязнения клапана скважинной жидкостью, что снижает эффективность работы опрессовочного пакера в целом;- possible non-tight fit of the valve in the check valve assembly during crimping, especially in the case of severe contamination of the valve with well fluid, which reduces the overall performance of the compression packer as a whole;

Технической задачей полезной модели является упрощение конструкции опрессовочного пакера и повышение эффективности его работы.The technical task of the utility model is to simplify the design of the compression packer and increase its efficiency.

Указанная техническая задача решается предлагаемым опрессовочным пакером, включающим корпус, узел герметизации с уплотнительным элементом, закрепленным между нижней и верхней втулками, клапанный узел, перепускное устройство, состоящее из золотника с внутренней ступенчатой выточкой, пружины и регулировочной гайки.The specified technical problem is solved by the proposed compression packer, comprising a housing, a sealing assembly with a sealing element fixed between the lower and upper bushings, a valve assembly, a bypass device consisting of a spool with an internal stepped recess, a spring and an adjusting nut.

Новым является то, что клапанный узел выполнен в виде сбивного клапана, герметично установленного в радиальное отверстие, которым снабжен корпус в верхней части, при этом нижняя втулка жестко закреплена на корпусе, а уплотнительный элемент узла герметизации выполнен в виде эластичного рукава, причем наружный диаметр верхней втулки меньше наружного диаметра нижней втулки, при этом корпус снабжен сквозными продольными пазами, в которые установлены подвижные пальцы, которые с одной стороны соединены с верхней втулкой, а с другой - с золотником перепускного устройства, герметично размещенного внутри корпуса, а внутренняя ступенчатая выточка золотника выполнена снизу под сбрасываемый с устья скважины шар, при этом регулировочная гайка навернута на корпус снизу и подпружинивает золотник снизу, причем верхняя втулка и золотник, соединенные между собой посредством подвижных пальцев имеют возможность осевого ограниченного перемещения по сквозным продольным пазам корпуса в рабочем положении.What is new is that the valve assembly is made in the form of a knock-off valve sealed in a radial hole, which is provided with a housing in the upper part, the lower sleeve being rigidly fixed to the housing, and the sealing element of the sealing assembly is made in the form of an elastic sleeve, the outer diameter of the upper the bushings are smaller than the outer diameter of the lower sleeve, while the housing is provided with through longitudinal grooves in which movable fingers are installed, which are connected to the upper sleeve on one side and to the zolot on the other lump of the bypass device, hermetically placed inside the housing, and the internal stepped groove of the spool is made from below under the ball discharged from the wellhead, while the adjustment nut is screwed onto the body from below and springs from the bottom of the spool, with the upper sleeve and the spool connected by movable fingers axial limited movement along the through longitudinal grooves of the housing in the working position.

На фигуре изображен предлагаемый опрессовочный пакер в продольном разрезе.The figure shows the proposed crimping packer in longitudinal section.

Опрессовочный пакер состоит из корпуса 1 со сквозными продольными пазами 2 и радиальным отверстием 3 в верхней части, узла герметизации 4 с уплотнительным элементом 5, выполненным в виде эластичного рукава, закрепленного между нижней 6 и The compression packer consists of a housing 1 with through longitudinal grooves 2 and a radial hole 3 in the upper part, a sealing unit 4 with a sealing element 5 made in the form of an elastic sleeve fixed between the lower 6 and

верхней 7 втулками, расположенными на наружной поверхности корпуса 1. Нижняя втулка 6 жестко закреплена на корпусе 1.the upper 7 bushings located on the outer surface of the housing 1. The lower sleeve 6 is rigidly mounted on the housing 1.

Клапанный узел 8 установлен внутри корпуса 1 и выполнен в виде сбивного клапана 9, герметично установленного в радиальное отверстие 3 корпуса 1.The valve assembly 8 is installed inside the housing 1 and is made in the form of a knocking valve 9, hermetically installed in the radial hole 3 of the housing 1.

Наружный диаметр D₁ верхней втулки 7 меньше наружного диаметра D₂ нижней втулки 6. В сквозные продольные пазы 2 корпуса 1 установлены подвижные пальцы 10, которые с одной стороны соединены с верхней втулкой 7, а с другой стороны с золотником 11 перепускного устройства. Золотник 11 посредством уплотнительных элементов 12, герметично размещен внутри корпуса 1.The outer diameter D _{1 of the} upper sleeve 7 is smaller than the outer diameter D _{2 of the} lower sleeve 6. Moving fingers 10 are installed in the through longitudinal grooves 2 of the housing 1, which are connected on one side to the upper sleeve 7 and, on the other hand, to the spool 11 of the bypass device. The spool 11 by means of sealing elements 12 is hermetically placed inside the housing 1.

Золотник 11 оснащен снизу внутренней ступенчатой выточкой 13, под сбрасываемый с устья скважины шар 14.The spool 11 is equipped with a bottom internal recess 13, under the ball 14 discharged from the wellhead.

Регулировочная гайка 15 перепускного устройства 12 навернута на нижний торец корпуса 1 и подпружинивает спиральной пружиной 16 золотник 11 снизу. Верхняя втулка 7 и золотник 11, соединенные между собой посредством подвижных пальцев 10 имеют возможность осевого ограниченного перемещения по сквозным продольным пазам 2 корпуса 1 в рабочем положении.The adjusting nut 15 of the bypass device 12 is screwed onto the lower end of the housing 1 and springs the coil 11 from the bottom with a coil spring 16. The upper sleeve 7 and the spool 11, interconnected by means of movable fingers 10 have the possibility of axial limited movement along the through longitudinal grooves 2 of the housing 1 in the working position.

Опрессовочный пакер работает следующим образом.The compression packer operates as follows.

Опрессовочный пакер посредством муфты 17 соединяют с колонной насосно-компрессорных труб (НКТ) 18 и спускают в заданный интервал опрессовки обсадной колонны скважины (на фигуре не показано).The compression packer by means of the coupling 17 is connected to the tubing string 18 and lowered into the specified interval for crimping the casing of the well (not shown in the figure).

В процессе спуска опрессовочного пакера происходит заполнение внутренней полости колонны НКТ 18, находящейся в скважине жидкостью, которая свободно перетекает снизу вверх сквозь корпус 1 опрессовочного пакера.During the descent of the compression packer, the inner cavity of the tubing string 18 is filled with liquid in the well, which flows freely from the bottom up through the housing 1 of the compression packer.

По достижению заданного интервала опрессовки производят заполнение межколонного пространства (на фиг. не показано) технологической жидкостью, после чего в колонну НКТ 18 с устья скважины бросают шар 14, который садится на внутреннюю ступенчатую выточку 13 золотника 11.Upon reaching the specified pressure test interval, the annular space is filled (not shown in Fig.) With process fluid, after which a ball 14 is thrown into the tubing string 18 from the wellhead, which sits on the inner step recess 13 of the spool 11.

Герметизируют устье скважины и посредством насосного агрегата (на фигуре не показано) нагнетают технологическую жидкость в колонну НКТ 18 и создают в ней давление. Под действием давления золотник 11, герметично установленный посредством уплотнительных элементов 12 внутри корпуса 1 начинает перемещаться вниз, сжимая спиральную пружину 16, подпертую снизу посредством регулировочной гайки 15, навернутую на нижний конец корпуса 1.The wellhead is sealed and, by means of a pumping unit (not shown in the figure), the process fluid is pumped into the tubing string 18 and pressure is created in it. Under pressure, the spool 11 sealed by means of sealing elements 12 inside the housing 1 begins to move downward, compressing the coil spring 16, supported from below by means of an adjusting nut 15, screwed onto the lower end of the housing 1.

Так как золотник 11 посредством подвижных пальцев 10 соединен с верхней втулкой 7, в которой закреплен верхний конец уплотнительного элемента 5, то в процессе Since the spool 11 by means of movable fingers 10 is connected to the upper sleeve 7, in which the upper end of the sealing element 5 is fixed, in the process

осевого перемещения вниз по сквозным продольным пазам 2 корпуса 1, соединенных между собой посредством подвижных пальцев 10 верхней втулки 7 и золотника 11 происходит складывание уплотнительного элемента 5, выполненного в виде эластичного рукава. Уплотнительный элемент 5 плотно прижимается к внутренней стенке обсадной колонны, герметизируя межколонное пространство обсадной колонны. Давление в колонне НКТ 18 продолжают поднимать, и в определенный момент откроются сквозные продольные пазы 2 корпуса 1 в своей верхней части, при этом сжатие спиральной пружины 16 прекратится. Золотник 11, оказавшись внизу в рабочем положении, создает гидравлическую связь между внутренним пространством колонны НКТ 18 и межколонным пространством посредством вышеупомянутых сквозных продольных пазов 2 корпуса 1, в результате чего давление во внутреннем пространстве колонны НКТ 18 и межколонном пространстве выравнивается.axial movement downward through the longitudinal grooves 2 of the housing 1, interconnected by means of the movable fingers 10 of the upper sleeve 7 and the spool 11, the sealing element 5 is folded in the form of an elastic sleeve. The sealing element 5 is tightly pressed against the inner wall of the casing, sealing the annular space of the casing. The pressure in the tubing string 18 continues to rise, and at a certain moment, the through longitudinal grooves 2 of the housing 1 in their upper part will open, while the compression of the spiral spring 16 will stop. The spool 11, when it is lower in the working position, creates a hydraulic connection between the inner space of the tubing string 18 and the annular space through the aforementioned through longitudinal grooves 2 of the housing 1, as a result of which the pressure in the inner space of the tubing string 18 and the annular space is equalized.

Далее продолжают нагнетать технологическую жидкость в колонну НКТ 18 и поднимают давление до намеченного давлением опрессовки, при этом создаваемое давление дожимает уплотнительный элемент 5, т.е. сложенный эластичный рукав, еще более плотно прижимая его к внутренней стенке обсадной колонны.Then, they continue to pump the process fluid into the tubing string 18 and raise the pressure to the pressure determined by the pressure, while the pressure created compresses the sealing element 5, i.e. folded elastic sleeve, pressing it even more tightly against the inner wall of the casing.

Достигнув давления опрессовки, выдерживают заданное время и после этого сбрасывают давление в колонне НКТ 18 и в межколонном пространстве. При снижении давления уплотнительный элемент 5, выполненный в виде эластичного рукава, вместе с верхней втулкой 7 и золотником 11, соединенными между собой подвижными пальцами 10 под действием возвратной силы спиральной пружины 16 возвращаются в исходное положение и опрессовочный пакер разгерметизируется. При необходимости проведения процесса опрессовки в другом интервале скважины колонну НКТ 18 вместе с опрессовочным пакером спускают на необходимую глубину и операцию повторяют.Having reached the pressure of the crimping, they withstand the specified time and then release the pressure in the tubing string 18 and in the annular space. When the pressure decreases, the sealing element 5, made in the form of an elastic sleeve, together with the upper sleeve 7 and the spool 11, interconnected by movable fingers 10 under the action of the return force of the coil spring 16 is returned to its original position and the compression packer is depressurized. If it is necessary to conduct the crimping process in another interval of the well, the tubing string 18 together with the compression packer is lowered to the required depth and the operation is repeated.

После проведения опрессовочных работ в колонну НКТ 18 с устья скважины сбрасывают бросовый орган, который взаимодействует с клапанным узлом 8 и разрушает сбивной клапан 9, в результате чего открывается радиальное отверстие 3 в корпусе 1 для перетока жидкости из внутреннего пространства колонны НКТ 18 в межколонное пространство. При подъеме колонны НКТ 18 с опрессовочным пакером жидкость вытекает из внутреннего пространства колонны НКТ 18, позволяя вести их подъем без перелива.After pressure testing, a waste organ is thrown from the wellhead to the tubing string 18, which interacts with the valve assembly 8 and destroys the knockout valve 9, as a result of which a radial hole 3 in the housing 1 opens for fluid flow from the inner space of the tubing string 18 to the annular space. When lifting the tubing string 18 with a compression packer, the fluid flows from the inner space of the tubing string 18, allowing them to be lifted without overflow.

Предлагаемое устройство имеет простую конструкцию и позволяет с достаточной эффективностью спрессовать обсадную колонну в требуемых интервалах скважины, после чего поднимать колонну НКТ без излива жидкости, и тем самым соблюдать экологическую безопасность, что в целом позволяет сократить время на процесс опрессовки в целом и сэкономить материальные и финансовые средства.The proposed device has a simple design and allows for sufficient efficiency to compress the casing in the required intervals of the well, and then lift the tubing string without spilling fluid, and thereby maintain environmental safety, which generally reduces the time for the crimping process as a whole and save material and financial facilities.

Claims

A compression packer including a housing, a sealing assembly with a sealing element fixed between the lower and upper bushings, a valve assembly, a bypass device consisting of a spool with an internal step recess, a spring and an adjusting nut, characterized in that the valve assembly is made in the form of a knock-off valve, hermetically installed in the radial hole, which is equipped with a housing in the upper part, while the lower sleeve is rigidly fixed to the housing, and the sealing element of the sealing unit is made in the form of an elastomeric egg sleeve, and the outer diameter of the upper sleeve is smaller than the outer diameter of the lower sleeve, while the housing is equipped with through longitudinal grooves in which movable fingers are installed, which are connected on one side to the upper sleeve and on the other hand to the spool of the bypass device sealed inside the housing and the internal stepped groove of the spool is made from below under the ball discharged from the wellhead, while the adjusting nut is screwed onto the body from below and springs from the bottom, and the upper sleeve and a spool interconnected by means of movable fingers are axially limited movement of longitudinal through slots in the housing operating position.