RU55016U1

RU55016U1 - Wellhead packer

Info

Publication number: RU55016U1
Application number: RU2006106314/22U
Authority: RU
Inventors: Евгений Александрович Попов
Original assignee: ООО "Ямбурггаздобыча"
Priority date: 2006-03-01
Filing date: 2006-03-01
Publication date: 2006-07-27

Abstract

Полезная модель относится к нефтегазодобывающей промышленности, а именно к устройствам для опрессовки приустьевой части эксплуатационной колонны и установленного на устье скважины противовыбросового оборудования (колонной головки, фонтанной арматуры, превентора). Пакер устьевый содержит соосно установленные наружный и внутренний корпус, при этом внутренний корпус установлен с возможностью осевого перемещения относительно наружного корпуса, а ниже последнего последовательно сверху вниз установлены с упором друг в друга охватывающие внутренний корпус упорная втулка, верхний уплотнительный элемент, промежуточная втулка, нижний уплотнительный элемент, нажимная втулка и наконечник, а со стороны верхнего торца наружный корпус выполнен с установочным фланцем, отличающийся тем, что внутренний корпус соединен с установочным фланцем посредством резьбового соединения, наконечник выполнен в виде колпачка и зафиксирован относительно внутреннего корпуса посредством штифтов, а между нижним уплотнительным элементом и нажимной втулкой установлена стальная шайба. В результате достигается повышение надежности работы и удобство при эксплуатации пакера.The utility model relates to the oil and gas industry, namely, devices for crimping the estuary part of the production string and blowout equipment installed on the wellhead (column head, flow control valves, and preventer). The wellhead packer contains an outer and inner case coaxially mounted, while the inner case is mounted axially displaceable relative to the outer case, and below the latter, a thrust sleeve, an upper sealing element, an intermediate sleeve, a lower sealing one, covering the inner case, are installed one after the other in succession from top to bottom an element, a push sleeve and a tip, and from the side of the upper end, the outer casing is made with a mounting flange, characterized in that the inner casing with connected to the mounting flange by means of a threaded connection, the tip is made in the form of a cap and fixed relative to the inner case by means of pins, and a steel washer is installed between the lower sealing element and the pressure sleeve. The result is increased reliability and ease of use of the packer.

Description

Полезная модель относится к нефтегазодобывающей промышленности, а именно к устройствам для опрессовки приустьевой части эксплуатационной колонны и установленного на устье скважины противовыбросового оборудования (колонной головки, фонтанной арматуры, превентора).The utility model relates to the oil and gas industry, namely, devices for crimping the estuary part of the production string and blowout equipment installed on the wellhead (column head, flow control valves, and preventer).

Известен пакер устьевой, включающий корпус с уплотнительными элементами (Справочник оборудования и инструментов для предупреждения и ликвидации - фонтанов. М.: Недра, 1996, с.136-137).Known wellhead packer, including a housing with sealing elements (Handbook of equipment and tools for the prevention and elimination of fountains. M: Nedra, 1996, p.136-137).

Основным недостатком данного пакера является невозможность с его помощью произвести опрессовку корпуса превентора выше закрытых трубных плашек, а также производить опрессовку в скважинах со спущенными лифтовыми колоннами. Кроме того возможны механические повреждения уплотнительных манжет пакера при спуске и извлечении пакера.The main disadvantage of this packer is the inability to pressure test the preventer case above closed pipe dies, as well as pressure testing in wells with elevator columns lowered. In addition, mechanical damage to the packer sealing lips is possible when lowering and removing the packer.

Наиболее близким к полезной модели по технической сущности и достигаемому результату является пакер устьевой, содержащий соосно установленные наружный и внутренний корпус, при этом внутренний корпус установлен с возможностью осевого перемещения относительно наружного корпуса, а ниже последнего последовательно сверху вниз установлены с упором друг в друга охватывающие внутренний корпус упорная втулка, верхний уплотнительный элемент, промежуточная втулка, нижний уплотнительный элемент, нажимная втулка и наконечник, а со стороны верхнего торца наружный корпус выполнен с установочным фланцем (см. патент RU №2178511, кл. Е 21 В 33/12, 20.01.2002).The closest to the utility model in terms of technical nature and the achieved result is a wellhead packer containing coaxially mounted outer and inner bodies, while the inner body is mounted with the possibility of axial movement relative to the outer body, and below the latter are installed sequentially from top to bottom covering the inner housing thrust sleeve, upper sealing element, intermediate sleeve, lower sealing element, pressure sleeve and tip, and upper side its end an outer housing formed with a mounting flange (See. Patent RU №2178511, Cl. E 21 B 33/12, 20.01.2002).

Данный пакер устьевый имеет возможность устанавливать и извлекать пакер без повреждения уплотнительных эластичных элементов. Однако для того, чтобы уплотнительные элементы при сжатии герметизировали затрубное пространство скважины, необходимо использование талевой This wellhead packer has the ability to install and remove the packer without damaging the sealing elastic elements. However, in order for the sealing elements to compress the annulus of the well during compression, it is necessary to use a tackle

системы буровой установки или подъемного агрегата, причем для удержания уплотнительных элементов в сжатом состоянии требуется использование тормозной системы лебедки буровой установки или подъемного агрегата, что усложняет эксплуатацию устьевого пакера, при этом талевая система подъема не позволяет точно установить внутренний корпус на заданной высоте, а, следовательно, не может обеспечить сжатие уплотнительных элементов на заданную величину, что снижает надежность работы пакера.rig system or lifting unit, and to keep the sealing elements in a compressed state, it is necessary to use the braking system of the winch of the drilling unit or lifting unit, which complicates the operation of the wellhead packer, while the hoist lifting system does not allow to accurately install the inner casing at a given height, and therefore , cannot provide compression of the sealing elements by a predetermined value, which reduces the reliability of the packer.

Задачей, на решение которой направлена настоящая модель, является упрощение конструкции пакера устьевого с обеспечением возможности опрессовки приустьевой части эксплуатационной колонны и установленного на устье скважины противовыбросового оборудования без использования различного вида подъемных механизмов для фиксации положения внутреннего корпуса пакера относительно его наружного корпуса.The objective of the present model is to simplify the design of the wellhead packer with the possibility of crimping the wellhead of the production string and blowout equipment installed at the wellhead without using various types of lifting mechanisms to fix the position of the packer’s inner case relative to its outer case.

Достигаемый технический результат заключается в повышении надежности работы и удобстве при эксплуатации.Achievable technical result is to increase reliability and ease of use.

Поставленная задача решается, а технический результат достигается за счет того, что пакер устьевый содержит соосно установленные наружный и внутренний корпус, при этом внутренний корпус установлен с возможностью осевого перемещения относительно наружного корпуса, а ниже последнего последовательно сверху вниз установлены с упором друг в друга охватывающие внутренний корпус упорная втулка, верхний уплотнительный элемент, промежуточная втулка, нижний уплотнительный элемент, нажимная втулка и наконечник, а со стороны верхнего торца наружный корпус выполнен с установочным фланцем, внутренний корпус соединен с установочным фланцем посредством резьбового соединения, наконечник выполнен в виде колпачка и зафиксирован относительно внутреннего корпуса посредством штифтов, а между нижним уплотнительным элементом и нажимной втулкой установлена стальная шайба.The problem is solved, and the technical result is achieved due to the fact that the wellhead packer contains coaxially mounted outer and inner casing, while the inner casing is mounted with the possibility of axial movement relative to the outer casing, and lower than the latter are sequentially installed from top to bottom covering the inner the body is a thrust bush, an upper sealing element, an intermediate sleeve, a lower sealing element, a push sleeve and a tip, and on the side of the upper end face zhny housing formed with a mounting flange, the inner housing is connected to the mounting flange by a threaded connection, the tip is formed as a cap and is fixed relative to the inner shell by means of pins, and between the lower sealing element and the pressing sleeve is installed the steel washer.

Выполнение пакера устьевого с внутренним корпусом, соединенным с установочным фланцем посредством резьбового соединения позволяет точно The execution of the wellhead packer with an inner housing connected to the mounting flange by means of a threaded connection allows precise

фиксировать положение внутреннего корпуса пакера относительно его наружного корпуса, причем, зная, какие уплотнительные элементы установлены, можно точно заранее рассчитать величину, на которую внутренний корпус должен быть перемещен относительно наружного корпуса пакера, чтобы обеспечить надежную герметизацию испытуемого пространства приустьевой части эксплуатационной колонны и установленного на устье скважины противовыбросового оборудования.fix the position of the inner case of the packer relative to its outer case, and, knowing which sealing elements are installed, you can accurately calculate in advance the amount by which the inner case must be moved relative to the outer case of the packer in order to ensure reliable sealing of the test space of the mouth section of the production casing and installed on wellhead blowout equipment.

Выполнение наконечника в виде колпачка, его фиксация относительно внутреннего корпуса посредством штифтов и установка между нижним уплотнительным элементом и нажимной втулкой стальной шайбы позволяет снизить вероятность передачи крутящего момента от внутреннего корпуса нижнему уплотнительному элементу, а, следовательно, снижается вероятность повреждения нижнего уплотнительного элемента в процессе сжатия уплотнительных элементов при установке пакера.The execution of the tip in the form of a cap, its fixing relative to the inner case by means of pins and the installation of a steel washer between the lower sealing element and the push sleeve, reduces the likelihood of torque transmission from the inner case to the lower sealing element, and, therefore, the probability of damage to the lower sealing element during compression sealing elements when installing the packer.

На фиг.1 показан заявляемый устьевой пакер в транспортном положении; на фиг.2 - в процессе опрессовки противовыбросового оборудования.Figure 1 shows the inventive wellhead packer in a transport position; figure 2 - in the process of crimping blowout equipment.

Пакер устьевой содержит внутренний корпус 1, верхний и нижний уплотнительные элементы 2, упорную втулку 3, промежуточную втулку 4, нажимную втулку 5, наружный корпус 6 и установочный фланец 7. Выполненный в виде колпачка наконечник 8 соединен с внутренним корпусом 1 посредством резьбового соединения и зафиксирован штифтами.The wellhead packer comprises an inner case 1, upper and lower sealing elements 2, a stop sleeve 3, an intermediate sleeve 4, a push sleeve 5, an outer case 6 and a mounting flange 7. A cap 8 made in the form of a cap is connected to the inner case 1 by a threaded connection and fixed with pins.

Между нажимной втулкой 5 и нижним уплотнительным элементом 2 установлена стальная шайба 9. Внутренний корпус 1 установлен с возможностью осевого перемещения относительно наружного корпуса 6, а также верхнего и нижнего уплотнительных элементов 2, упорной втулки 3, промежуточной втулки4, нажимной втулки 5 и стальной шайбы 9, которые охватывают внутренний корпус 1 со стороны его наружной поверхности. Наружный корпус 6 и установочный фланец 7 установлены концентрично A steel washer 9 is installed between the pressure sleeve 5 and the lower sealing element 2. The inner housing 1 is axially movable relative to the outer housing 6, as well as the upper and lower sealing elements 2, the stop sleeve 3, the intermediate sleeve 4, the pressure sleeve 5 and the steel washer 9 which cover the inner housing 1 from the side of its outer surface. The outer casing 6 and the mounting flange 7 are mounted concentrically

относительно внутреннего корпуса 1, при этом внутренний корпус 1 соединен с установочным фланцем посредством резьбового соединения..relative to the inner case 1, while the inner case 1 is connected to the mounting flange by means of a threaded connection ..

Пакер устьевой работает следующим образом.Wellhead packer works as follows.

Пакер спускается в заглушенную скважину, на устье которой смонтированы колонная головка 10, крестовина трубной головки 11, противовыбросовое оборудование (превентор 12 с подпревенторной катушкой 13). Пакер спускается, например с помощью талевой системы буровой установки или подъемного агрегата до упора установочного фланца 7 в верхний фланец превентора 12. При этом верхний и нижний уплотнительные элементы 2 пакера располагаются в эксплуатационной колонне 15 ниже колонной головки 10. Герметизация фланцев 7 и 12 осуществляется стальным уплотнительным кольцом 16.The packer is lowered into a plugged well, at the mouth of which a column head 10, a crosspiece of the pipe head 11, blowout equipment (preventer 12 with a subreventor coil 13) are mounted. The packer is lowered, for example, using the rig system of the drilling rig or the lifting unit until the mounting flange 7 rests against the upper flange of the preventer 12. In this case, the upper and lower sealing elements 2 of the packer are located in the production string 15 below the column head 10. The flanges 7 and 12 are sealed with steel o-ring 16.

После спуска пакера до требуемой глубины и монтажа установочного фланца 7 на верхнем фланце превентора 12 производят вращение внутреннего корпуса 1. При этом внутренний корпус 1 движется вверх относительно неподвижного наружного корпуса 6, удерживаемого на месте закрепленным на верхнем фланце превентора 12 установочным фланцем 7. Верхний уплотнительный элемент 2, расположенный между упорной втулкой 3, промежуточной втулкой 4, и нижний уплотнительный элемент 2, установленный между промежуточной втулкой 4 и стальной шайбой 9, сжимаются и герметизируют затрубное пространство скважин.After the packer is lowered to the required depth and the mounting flange 7 is mounted on the upper flange of the preventer 12, the inner housing 1 is rotated. In this case, the inner housing 1 moves upward relative to the stationary outer housing 6, held in place by the mounting flange 7. mounted on the upper flange of the preventer 12. The upper sealing the element 2 located between the thrust sleeve 3, the intermediate sleeve 4, and the lower sealing element 2 installed between the intermediate sleeve 4 and the steel washer 9 are compressed and sealed annular space of the wells.

Подачей жидкости через линию глушения 17 в затрубное пространство производят опрессовку приустьевой части эксплуатационной колонны и превентора 12 на требуемое давление. После выдержки испытуемого оборудования под давлением, последнее снижают через выкидную (факельную) линию 18 до атмосферного. После этого вращением внутреннего корпуса 1 в обратную сторону корпус 1 пакера перемещают вниз. В результате уплотнительные элементы 2 разжимаются и разгерметизируют затрубное пространство.By supplying a fluid through the silencing line 17 to the annulus, the estuary part of the production casing and the preventer 12 are pressed to the required pressure. After holding the test equipment under pressure, the latter is reduced through the flow (flare) line 18 to atmospheric. After this, by rotating the inner housing 1 in the opposite direction, the housing 1 of the packer is moved down. As a result, the sealing elements 2 are expanded and depressurized annulus.

Глубина установки пакера в скважине зависит от длины наружного и внутреннего корпусов 1 и 6.The depth of installation of the packer in the well depends on the length of the outer and inner casings 1 and 6.

Настоящая полезная модель может быть использована в нефтегазовой и других отраслях промышленности, где используется устьевое оборудование при добыче различных сред из скважин.This utility model can be used in oil and gas and other industries where wellhead equipment is used in the production of various media from wells.

Claims

The wellhead packer, containing the outer and inner casing coaxially mounted, the inner casing being mounted with the possibility of axial movement relative to the outer casing, and below the last one, the stop sleeve, the upper sealing element, the intermediate sleeve, lower the sealing element, the pressure sleeve and the tip, and on the upper end side the outer case is made with a mounting flange, characterized in that the inner pus connected to the mounting flange by a threaded connection, the tip is formed as a cap and is fixed relative to the inner shell by means of pins, and between the lower sealing element and the pressing sleeve is installed the steel washer.