RU60971U1

RU60971U1 - Wellhead packer

Info

Publication number: RU60971U1
Application number: RU2006126394/22U
Authority: RU
Inventors: Фанис Нурмехаматович Маннанов; Роман Алексеевич Табашников; Рафагат Габделвалиевич Габдуллин; Радик Зяузятович Зиятдинов; Дмитрий Витальевич Страхов
Original assignee: Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина
Priority date: 2006-07-20
Filing date: 2006-07-20
Publication date: 2007-02-10

Abstract

Предложение относится к нефтегазодобывающей промышленности и предназначено для проверки герметичности приустьевой части обсадной колонны совместно с противовыбросным оборудованием при бурении нефтяных и газовых скважин.The proposal relates to the oil and gas industry and is intended to test the tightness of the estuary part of the casing jointly with blow-out equipment for drilling oil and gas wells.

Пакер устьевой состоит из корпуса и узла уплотнения, установленного на наружной поверхности корпуса. Узел уплотнения выполнен в виде самоуплотняющейся сверху вниз манжеты. Корпус снабжен сбивным клапаном и центральным отверстием с посадочным седлом под сбрасываемый с устья шар.The wellhead packer consists of a housing and a seal assembly mounted on the outer surface of the housing. The seal assembly is made in the form of a self-sealing cuff from top to bottom. The casing is equipped with a knock-off valve and a central hole with a seating seat for a ball discharged from the mouth.

Предлагаемый пакер устьевой имеет простую конструкцию, в связи с чем, он является дешевым и не сложным в изготовлении, а это позволяет сэкономить материальные и финансовые средства. 1 ил. на 1 л.The proposed wellhead packer has a simple design, and therefore, it is cheap and not difficult to manufacture, and this saves material and financial resources. 1 ill. for 1 liter

Description

Известна конструкция устьевого пакера (Радковский В.Р. и др. «Оборудование и инструмент для предупреждения и ликвидации фонтанов» Справочник. - М.: Недра, 1996 г., с.136-137), состоящая из корпуса, манжеты, упора, стабилизатора, двух гаек и шайбы. Пакер спускают в скважину на колонне бурильных труб до требуемой глубины и закачивая жидкость, создают давление в затрубном пространстве.Known design of the wellhead packer (Radkovsky VR and others. "Equipment and tools for the prevention and elimination of fountains" Reference. - M .: Nedra, 1996, S. 136-137), consisting of a housing, cuff, emphasis, stabilizer, two nuts and washers. The packer is lowered into the well on the drill pipe string to the required depth and pumping fluid, create pressure in the annulus.

Данная конструкция устьевого пакера обладает низкой надежностью работы при больших давлениях опрессовки из-за затекания нижней части манжеты в кольцевой зазор между пакером и обсадной трубой.This design of the wellhead packer has low reliability at high pressure testing due to leakage of the lower part of the cuff into the annular gap between the packer and the casing.

Наиболее близким по технической сущности к предлагаемому является пакер устьевой (патент RU №2152506, Е 21 В 33/12 опубл. от 10.07.2000 г.), состоящий из корпуса, узла уплотнения и хвостовика, при этом узел уплотнения выполнен из двух радиальных манжет с воротничками и пологими наружными фасками для ввода пакера в устье скважины, разделенных шайбой со скосами, геометрически соответствующими поверхности воротничков манжет, и снабженной каналами подачи жидкости из верхней манжеты в нижнюю, а также распорной втулки для ограничения степени сжатия манжет упорами - стабилизаторами, верхний из которых снабжен каналами подачи жидкости из затрубного пространства в полость верхней манжеты, при этом хвостовик снабжен кольцевым рядом радиальных сквозных отверстий с резьбой для установки стопорных винтов, фиксирующих хвостовик в кольцевой проточке корпуса.The closest in technical essence to the proposed is the wellhead packer (patent RU No. 2152506, Е 21 В 33/12 publ. From 10.07.2000), consisting of a housing, a seal assembly and a shank, while the seal assembly is made of two radial cuffs with collars and gentle external chamfers for introducing the packer at the wellhead, separated by a washer with bevels geometrically corresponding to the surface of the collar of the cuffs and equipped with fluid supply channels from the upper cuff to the lower cuff, as well as a spacer sleeve to limit the degree of compression of the cuffs pores - stabilizers, the upper of which is provided with channels for supplying fluid from the annulus to the cavity of the upper cuff, while the shank is provided with an annular row of radial through holes with thread for installing retaining screws that fix the shank in the annular groove of the body.

Недостатками данной конструкции являются:The disadvantages of this design are:

- во-первых, сложность конструкции, обусловленная большим количеством узлов и деталей;- firstly, the complexity of the design, due to the large number of nodes and parts;

- во-вторых, сложность изготовления, обусловленная большим количеством технически сложных деталей, что ведет к удорожанию конструкции в целом и как следствие высокой ее стоимости.- secondly, the complexity of manufacturing, due to the large number of technically complex parts, which leads to an increase in the cost of the structure as a whole and as a result of its high cost.

Технической задачей полезной модели является упрощение конструкции, и как следствие, снижение металлоемкости и стоимости устройства.The technical task of the utility model is to simplify the design, and as a result, reduce the metal consumption and cost of the device.

Поставленная техническая задача решается пакером устьевым, состоящим из корпуса и узла уплотнения, установленного на наружной поверхности корпуса.The stated technical problem is solved by the wellhead packer, consisting of a housing and a seal assembly mounted on the outer surface of the housing.

Новым является то, что узел уплотнения выполнен в виде самоуплотняющейся сверху вниз манжеты, а корпус снабжен сбивным клапаном и центральным отверстием с посадочным седлом под сбрасываемый с устья шар.What is new is that the seal assembly is made in the form of a self-sealing cuff from top to bottom, and the casing is equipped with a flapper valve and a central hole with a seating seat for a ball discharged from the mouth.

Пакер устьевой состоит из корпуса 1 и узла уплотнения 2, установленного на наружной поверхности корпуса 1. Узел уплотнения 2 выполнен в виде самоуплотняющейся сверху вниз манжеты 3. Корпус 1 снабжен сбивным клапаном 4 и центральным отверстием 5 с посадочным седлом 6 под сбрасываемый с устья шар 7.The wellhead packer consists of a housing 1 and a seal assembly 2 mounted on the outer surface of the housing 1. The seal assembly 2 is made in the form of a self-sealing cuff 3 from top to bottom. The housing 1 is equipped with a relief valve 4 and a central hole 5 with a seating seat 6 for a ball 7 discharged from the mouth .

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

Перед спуском устьевого пакера в скважину производят сборку устьевой арматуры 8 (см. фиг.), которую снизу крепят к верхнему концу эксплуатационной колонны 9. После сборки устьевой арматуры 8 к ее верхнему фланцу 10 закрепляют превентор 11.Before the wellhead packer is lowered into the well, the wellhead valve 8 is assembled (see Fig.), Which is attached from the bottom to the upper end of the production string 9. After the wellhead valve 8 is assembled, a preventer 11 is fixed to its upper flange 10.

Далее пакер устьевой в собранном виде на конце колонны трубы 12 спускают в эксплуатационную колонну 9 скважины на требуемую глубину, при этом самоуплотняющаяся сверху вниз манжета 3 находится в контакте с внутренними стенками эксплуатационной колонны 9. В процессе спуска устьевого пакера в эксплуатационную колонну 9 скважины, находящаяся в эксплуатационной колонне 9 скважинная жидкость (в случае ее наличия), через центральное отверстие 5 корпуса 1 заполняет внутреннее пространство колонны труб 12.Next, the wellhead packer in assembled form at the end of the pipe string 12 is lowered into the production casing 9 of the well to the required depth, while the self-sealing top-down cuff 3 is in contact with the inner walls of the production casing 9. During the descent of the wellhead packer into the production casing 9 of the well located in production casing 9, the borehole fluid (if any) through the central hole 5 of the housing 1 fills the interior of the pipe string 12.

Затем сбрасывают с устья шар 7, вес которого не достаточен для разрушения сбивного клапана 4. В результате этого шар садится на посадочное седло 6 и герметично перекрывает центральное отверстие 5 корпуса 1. Далее доливают межколонное пространство 13 технологической жидкостью и герметизируют превентор 11. Создают требуемое давление в межколонном пространстве 13 скважины, при этом манжета 3 под действием давления жидкости самоуплотняется, плотно прижимаясь к внутренним стенкам эксплуатационной колонны 9 скважины. Опрессовку производят согласно утвержденного плана работ, при этом опрессовке подвергается как эксплуатационная колонна 9 выше устьевого пакера, так и устьевая арматура 8 и превентор 11. После проведения опрессовки давление в межколонном пространстве 13 скважины стравливают и разрушают сбивной клапан 4 путем сбрасывания груза (на фиг. не показано) в колонну труб 12. После чего производят извлечение устьевого пакера.Then the ball 7 is dropped from the mouth, the weight of which is not sufficient to destroy the relief valve 4. As a result, the ball sits on the landing seat 6 and hermetically closes the central hole 5 of the housing 1. Next, the annular space 13 is filled with process fluid and the preventer 11 is sealed. Create the required pressure in the annular space 13 of the well, while the cuff 3 under the influence of fluid pressure is self-sealing, tightly pressing against the inner walls of the production casing 9 of the well. The pressure test is carried out in accordance with the approved work plan, while the production casing 9 is above the wellhead packer, as well as the wellhead 8 and the preventer 11. After pressure testing, the pressure in the annulus 13 of the well is vented and the collapse valve 4 is removed and destroyed by dumping the load (in FIG. not shown) in the pipe string 12. Then produce the extraction of the wellhead packer.

Предлагаемый пакер устьевой имеет простую конструкцию, в связи с чем, он является дешевым и не сложным в изготовлении, а это позволяет сэкономить материальные и финансовые средства.The proposed wellhead packer has a simple design, and therefore, it is cheap and not difficult to manufacture, and this saves material and financial resources.

Claims

Wellhead packer, consisting of a casing and a seal assembly mounted on the outer surface of the casing, characterized in that the seal assembly is made in the form of a self-sealing cuff from top to bottom, and the casing is equipped with a relief valve and a central hole with a seating seat for a ball discharged from the mouth.