RU64268U1

RU64268U1 - TEST PACKER

Info

Publication number: RU64268U1
Application number: RU2007104801/22U
Authority: RU
Inventors: Рафиль Гиниятуллович Абдулмазитов; Рашит Газнавиевич Рамазанов; Юрий Николаевич Бусаров; Радик Зяузятович Зиятдинов; Дмитрий Витальевич Страхов
Original assignee: Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина
Priority date: 2007-02-07
Filing date: 2007-02-07
Publication date: 2007-06-27

Abstract

Предложение относится к нефтегазодобывающей промышленности и предназначено для поинтервальной опрессовки обсадных колонн и проверки герметичности приустьевой части обсадной колонны совместно с противовыбросным оборудованием при бурении или ремонте скважин. Опрессовочный пакер состоит из корпуса, заглушенного сверху и узла уплотнения, установленного на наружной поверхности корпуса и выполненного в виде самоуплотняющейся сверху вниз манжеты. Узел уплотнения снизу снабжен конусом, сужающимся сверху вниз, и размещен на корпусе с возможностью ограниченного осевого перемещения в пределах наружной цилиндрической выборки, выполненной на корпусе. Ниже узла уплотнения установлен якорный узел, состоящий из подпружиненных внутрь посредством пружинного кольца плашек, имеющих возможность взаимодействия с конусом узла уплотнения и установленных в обойме с возможностью радиального перемещения. Обойма снаружи оснащена пружинными центраторами, а якорный узел имеет возможность осевого перемещения между нижним и верхним кольцевыми выступами, выполненными на наружной поверхности корпуса. Корпус снабжен верхним и нижним рядами радиальных каналов. Верхний ряд радиальных каналов размещен в корпусе выше самоуплотняющейся сверху вниз манжеты, а нижний ряд радиальных каналов размещен в корпусе между его нижним и верхним кольцевыми выступами с возможностью герметичного перекрытия посредством уплотнительных колец, размещенных в обойме якорного узла. В корпусе под нижним рядом радиальных каналов установлен клапан, пропускающий снизу вверх и состоящий из седла и шара. Предлагаемый Опрессовочный пакер достаточно надежен в работе, поскольку позволяет произвести опрессовку обсадной колонны скважины в комплексе с устьевым оборудованием при высоких значениях давлениях опрессовки. 1 ил. на 1 л.The proposal relates to the oil and gas industry and is intended for interval pressure testing of casing strings and to check the tightness of the mouth part of the casing strings together with blowout preventers during drilling or well repair. The compression packer consists of a casing sealed from above and a seal assembly mounted on the outer surface of the casing and made in the form of a self-sealing cuff from top to bottom. The seal assembly from the bottom is equipped with a cone, tapering from top to bottom, and placed on the housing with the possibility of limited axial movement within the outer cylindrical selection made on the housing. Below the seal assembly, an anchor assembly is installed, consisting of dies spring-loaded inward by means of a spring ring that are able to interact with the cone of the seal assembly and mounted in a cage with the possibility of radial movement. The cage is equipped with spring centralizers from the outside, and the anchor assembly has the possibility of axial movement between the lower and upper annular protrusions made on the outer surface of the housing. The housing is equipped with upper and lower rows of radial channels. The upper row of radial channels is placed in the casing above the self-sealing cuff from top to bottom, and the lower row of radial channels is placed in the casing between its lower and upper annular protrusions with the possibility of tight overlap by means of o-rings placed in the holder of the anchor assembly. In the housing, under the lower row of radial channels, a valve is installed that passes from the bottom up and consists of a seat and a ball. The proposed crimping packer is quite reliable in operation, since it allows for pressure testing of the well casing in combination with wellhead equipment at high crimping pressures. 1 ill. for 1 liter

Description

Предложение относится к нефтегазодобывающей промышленности и предназначено для поинтервальной опрессовки обсадных колонн и проверки герметичности приустьевой части обсадной колонны совместно с противовыбросным оборудованием при бурении или ремонте скважин.The proposal relates to the oil and gas industry and is intended for interval pressure testing of casing strings and to check the tightness of the mouth part of the casing strings together with blowout preventers during drilling or well repair.

Известен пакер устьевой (патент RU №2152506, Е21В 33/12 опубл. в бюл. №19 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.Well-known wellhead packer (patent RU No. 2152506, ЕВВ 33/12 published in Bulletin No. 19 dated 10.07.2000), consisting of a housing, a sealing assembly and a shank, wherein the sealing 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 provided with channels for supplying fluid from the upper cuff to the lower cuff, as well as a spacer sleeve to limit the degree of compression of the cuffs with stops - stabilizers, the upper of which is equipped with the channels of fluid supply from the annulus to the cavity of the upper cuff, while the shank is equipped with an annular row of radial through holes with thread for installing retaining screws that secure the shank in the annular groove of the housing.

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.

Наиболее близким по технической сущности к предлагаемому является пакер устьевой (патент RU №57801, Е21В 33/12 опубл. в бюл. №30 от 27.10.2006 г.), состоящий из корпуса и узла уплотнения, установленного на наружной поверхности корпуса и выполненного в виде самоуплотняющейся сверху вниз манжеты.The closest in technical essence to the proposed is the wellhead packer (patent RU No. 577801, ЕВВ 33/12 publ. In bulletin No. 30 of 10.27.2006), consisting of a housing and a seal assembly mounted on the outer surface of the housing and made in form of self-sealing cuffs from top to bottom.

Данная конструкция пакера устьевого обладает низкой надежностью работы при больших давлениях опрессовки из-за срыва самоуплотняющейся манжеты в кольцевой зазор между пакером и обсадной трубой.This design of the wellhead packer has low reliability at high crimping pressures due to the failure of the self-sealing cuff in the annular gap between the packer and the casing.

Технической задачей полезной модели является повышение надежности работы пакера при высоких давлениях опрессовки.The technical task of the utility model is to increase the reliability of the packer at high crimping pressures.

Поставленная техническая задача решается опрессовочным пакером, состоящим из корпуса и узла уплотнения, установленного на наружной поверхности корпуса и выполненного в виде самоуплотняющейся сверху вниз манжеты.The stated technical problem is solved by a compression packer consisting of a housing and a seal assembly mounted on the outer surface of the housing and made in the form of a self-sealing cuff from top to bottom.

Новым является то, что корпус заглушен сверху, а узел уплотнения снизу снабжен конусом, сужающимся сверху вниз, и размещен на корпусе с возможностью ограниченного осевого перемещения, при этом ниже узла уплотнения установлен якорный узел, состоящий из подпружиненных внутрь плашек, имеющих возможность взаимодействия с конусом узла уплотнения и установленных в обойме с возможностью радиального перемещения, причем обойма снаружи оснащена пружинными центраторами, а якорный узел имеет возможность осевого перемещения между нижним и верхним кольцевыми выступами, выполненными на наружной поверхности корпуса, при этом корпус снабжен верхним и нижним рядами радиальных каналов, причем верхний ряд радиальных каналов размещен в корпусе выше самоуплотняющейся сверху вниз манжеты, а нижний ряд радиальных каналов размещен в корпусе между его нижним и верхним кольцевыми выступами с возможностью герметичного перекрытия обоймой якорного узла, при этом в корпусе под нижним рядом радиальных каналов установлен клапан, пропускающий снизу вверх и состоящий из седла и шара.What is new is that the housing is plugged from above, and the seal assembly from below is equipped with a cone, tapering from top to bottom, and is placed on the housing with the possibility of limited axial movement, while below the seal assembly there is an anchor assembly consisting of spring-loaded dies that can interact with the cone the seal assembly and mounted in the cage with the possibility of radial movement, and the cage is equipped with spring centralizers from the outside, and the anchor assembly has the possibility of axial movement between the lower and upper ring protrusions made on the outer surface of the casing, the casing is provided with upper and lower rows of radial channels, the upper row of radial channels being placed in the casing above the self-sealing top-down cuff, and the lower row of radial channels is placed in the casing between its lower and upper annular protrusions with the ability to tightly close the clip of the anchor assembly, while in the case under the lower row of radial channels a valve is installed, which passes from the bottom up and consists of a seat and a ball.

На фигуре изображен опрессовочный пакер в продольном разрезе.The figure depicts a compression packer in longitudinal section.

Опрессовочный пакер состоит из корпуса 1, заглушенного сверху и узла уплотнения 2, установленного на наружной поверхности корпуса 1 и выполненного в виде самоуплотняющейся сверху вниз манжеты 3.The compression packer consists of a housing 1, plugged from above and a seal assembly 2, mounted on the outer surface of the housing 1 and made in the form of a cuff 3 self-sealing from top to bottom.

Узел уплотнения 2 снизу снабжен конусом 4, сужающимся сверху вниз, и размещен на корпусе 1 с возможностью ограниченного осевого перемещения в пределах наружной цилиндрической выборки 5, выполненной на корпусе 1.The seal assembly 2 from the bottom is equipped with a cone 4, tapering from top to bottom, and is placed on the housing 1 with the possibility of limited axial movement within the outer cylindrical sample 5 made on the housing 1.

Ниже узла уплотнения 2 установлен якорный узел 6, состоящий из подпружиненных внутрь посредством пружинного кольца 7 плашек 8, имеющих возможность взаимодействия с конусом 4 узла уплотнения 2 и установленных в обойме 9 с возможностью радиального перемещения. Плашки 8 установлены в обойме 9, например, с помощью «Т-образного» соединения.Below the seal assembly 2, an anchor assembly 6 is installed, consisting of dies 8 spring-loaded inwardly by means of a spring ring 7, which are able to interact with the cone 4 of the seal assembly 2 and mounted in a holder 9 with the possibility of radial movement. The dies 8 are mounted in a ferrule 9, for example, using a “T-shaped” connection.

Обойма 9 снаружи оснащена пружинными центраторами 10, а якорный узел 6 имеет возможность осевого перемещения между нижним 11 и верхним 12 кольцевыми выступами, выполненными на наружной поверхности корпуса 1. Корпус 1 снабжен верхним 13 и нижним 14 рядами радиальных каналов.The cage 9 is equipped with spring centralizers 10 from the outside, and the anchor assembly 6 has the possibility of axial movement between the lower 11 and the upper 12 ring protrusions made on the outer surface of the housing 1. The housing 1 is equipped with upper 13 and lower 14 rows of radial channels.

Верхний ряд радиальных каналов 13 размещен в корпусе 1 выше самоуплотняющейся сверху вниз манжеты 3, а нижний ряд радиальных каналов 14 размещен в корпусе The upper row of radial channels 13 is placed in the housing 1 above the self-sealing top-down cuff 3, and the lower row of radial channels 14 is placed in the housing

1 между его нижним 11 и верхним 12 кольцевыми выступами с возможностью герметичного перекрытия посредством уплотнительных колец 15, размещенных в обойме 9 якорного узла 6. В корпусе 1 под нижним рядом радиальных каналов 14 установлен клапан 16, пропускающий снизу вверх и состоящий из седла 17 и шара 18.1 between its lower 11 and upper 12 annular protrusions with the possibility of tight sealing by means of o-rings 15 located in the holder 9 of the anchor assembly 6. In the housing 1, under the lower row of radial channels 14, a valve 16 is installed, passing from bottom to top and consisting of a seat 17 and a ball eighteen.

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

Перед спуском опрессовочного пакера в скважину кабель 19 соединяют с заглушенным сверху корпусом 1 и спускают опрессовочный пакер на кабеле 19 в обсадную колонну скважины (на фиг. не показано) на требуемую глубину, при этом самоуплотняющаяся сверху вниз манжета 3 находится в контакте с внутренними стенками обсадной колонны, при этом клапан 16 открыт, то есть шар 18 находится над селом 17 и перепускает скважинную жидкость снизу вверх.Before lowering the pressure test packer into the well, the cable 19 is connected to the casing 1 plugged from above and the pressure test packer on cable 19 is lowered into the casing of the well (not shown in Fig.) To the required depth, while the self-sealing cuff 3 from top to bottom is in contact with the inner walls of the casing the column, while the valve 16 is open, that is, the ball 18 is located above the village 17 and passes the borehole fluid from the bottom up.

В контакте с внутренними стенками обсадной колонны находятся также пружинные центраторы 10, благодаря чему в процессе спуска пакера в скважину якорный узел уперт торец верхнего кольцевого выступа 12 корпуса 1, а нижний ряд радиальных каналов 14 корпуса 1 герметично посредством уплотнительных элементов 15 перекрыт обоймой 9 якорного узла 6.Spring centralizers 10 are also in contact with the inner walls of the casing, due to which, during the descent of the packer into the well, the anchor assembly abuts the end face of the upper annular protrusion 12 of the housing 1, and the lower row of radial channels 14 of the housing 1 is sealed by the sealing elements 15 by the yoke 9 6.

Достигнув требуемого интервала опрессовки обсадной колонны, доливают ее технологической жидкостью и герметизируют пространство между кабелем 19 и обсадной колонной на устье скважины. Поднимают давление в межколонном пространстве скважины, при этом сначала узел уплотнения 2, благодаря самоуплотняющаяся сверху вниз манжете 3, находящейся в контакте с внутренними стенками обсадной колонны скважины, под действием давления жидкости сверху перемещается вниз в пределах наружной цилиндрической выборки 5 корпуса 1 и своим конусом 4 вступает во взаимодействие с внутренней поверхностью плашек 8 якорного узла 6, так как последний, благодаря взаимодействию пружинных центраторов 10, установленных на обойме 9 с внутренними стенками обсадной колонны остается, в неподвижном положении, при этом клапан 16 закрыт, то есть шар 18 герметично сидит на седле 17. В результате плашки 8 якорного узла 6 расширяются радиально наружу, разжимая диаметрально пружинное кольцо 7, и фиксируются на внутренних стенках обсадной колонны скважины, исключая осевое перемещение пакера вниз. После чего самоуплотняющаяся сверху вниз манжета 3 под действием давления жидкости еще более самоуплотняется, плотнее прижимаясь к внутренним стенкам обсадной колонны скважины.Having reached the required interval for crimping the casing, add it with process fluid and seal the space between the cable 19 and the casing at the wellhead. They increase the pressure in the annulus of the borehole, while first the seal assembly 2, due to the cuff 3 self-sealing from top to bottom, which is in contact with the inner walls of the casing, moves downward within the outer cylindrical selection 5 of the casing 1 and its cone 4 interacts with the inner surface of the dies 8 of the anchor assembly 6, since the latter, due to the interaction of spring centralizers 10 mounted on the cage 9 with the inner walls the casing string remains in a fixed position, while the valve 16 is closed, that is, the ball 18 seals tightly on the seat 17. As a result, the dies 8 of the anchor assembly 6 expand radially outward, expanding the diametrically spring ring 7, and are fixed on the inner walls of the casing string of the well, excluding axial movement of the packer down. After that, the self-sealing cuff 3 from top to bottom under the influence of fluid pressure is even more self-sealing, more tightly pressed against the inner walls of the casing of the well.

Давление поднимают до намеченного опрессовкой, согласно утвержденного плана работ, и производят опрессовку обсадной колонны, при этом опрессовке подвергается как обсадная колонна выше пакера, так и устьевая арматура и превентор (если они имеются), The pressure is raised to the intended pressure, according to the approved work plan, and the casing is pressure tested, while the casing above the packer, as well as wellhead fittings and the preventer (if any) are subjected to pressure testing,

на фигуре не показано. После проведения опрессовки давление в обсадной колонне скважины сбрасывают.not shown in the figure. After pressure testing, the pressure in the well casing is relieved.

После чего приподнимают опрессовочный пакер посредством кабеля 19, при этом узел уплотнения 2 конусом 4 выходит из взаимодействия с внутренней поверхностью плашек 8 якорного узла 6, при этом плашки 8 под действием возвратной силы пружинного кольца 7 перемещаются радиально внутрь и отходят от внутренних стенок обсадной колонны скважины, занимая транспортное положение, при этом якорный узел 6 благодаря взаимодействию пружинных центраторов 10, установленных на обойме 9 с внутренними стенками обсадной колонны, остается в неподвижном положении, а корпус 1 перемещается вверх относительно якорного узла 6, который обоймой 9 упирается в торец нижнего кольцевого выступа 11 корпуса 1.After that, the crimping packer is lifted by means of the cable 19, while the seal assembly 2 by the cone 4 goes out of interaction with the inner surface of the dies 8 of the anchor assembly 6, while the dies 8 under the action of the return force of the spring ring 7 move radially inward and move away from the inner walls of the well casing while occupying a transport position, while the anchor assembly 6, due to the interaction of the spring centralizers 10 mounted on the clip 9 with the inner walls of the casing, remains in a fixed position, body 1 is moved upward relative to the anchor assembly 6, which is a holder 9 abuts against the lower end face of the annular projection 11 of the housing 1.

В итоге скважинная жидкость, находящаяся выше пакера, устремляется через верхний ряд радиальных каналов 13 корпуса 1 внутрь корпуса 1 и через нижний ряд радиальных каналов 14 корпуса 1 в подпакерное пространство, при этом клапан 16 находится в закрытом положении, то есть шар 18 герметично сидит на седле 17. Дают выдержку по времени в течение 3-5 минут, при этом давление жидкости над и под пакером опрессовочным выравнивается.As a result, the borehole fluid located above the packer rushes through the upper row of radial channels 13 of the housing 1 into the housing 1 and through the lower row of the radial channels 14 of the housing 1 into the under-packer space, while the valve 16 is in the closed position, i.e., the ball 18 is sealed on saddle 17. Give a time delay for 3-5 minutes, while the pressure of the liquid above and below the pressure testing packer is equalized.

Далее производят полный подъем опрессовочного пакера на поверхность, при этом в процессе подъема узел уплотнения 2 перемещается в пределах наружной цилиндрической выборки 5 корпуса 1, а якорный узел 6 остается упертым в торец нижнего кольцевого выступа 11 корпуса 1. В таком положении опрессовочный пакер извлекают из обсадной колонны скважины.Next, the crimping packer is completely raised to the surface, while during the lifting process, the seal assembly 2 moves within the outer cylindrical sample 5 of the housing 1, and the anchor assembly 6 rests against the end of the lower annular protrusion 11 of the housing 1. In this position, the compression packer is removed from the casing well columns.

Предлагаемый опрессовочный пакер достаточно надежен в работе, поскольку позволяет произвести опрессовку обсадной колонны скважины в комплексе с устьевым оборудованием при высоких значениях давлениях опрессовки.The proposed crimping packer is quite reliable in operation, since it allows for pressure testing of the well casing in combination with wellhead equipment at high crimping pressures.

Claims

The compression packer, consisting of a housing and a seal assembly mounted on the outer surface of the housing and made in the form of a self-sealing cuff from top to bottom, characterized in that the housing is sealed from above and the seal assembly is equipped with a cone tapering from top to bottom and placed on the housing with the possibility of limited axial movement, while below the seal assembly an anchor assembly is installed, consisting of dies spring-loaded inside, having the ability to interact with the cone of the seal assembly and installed in a cage with the possibility of radial movement, and the cage is equipped with spring centralizers on the outside, and the anchor unit has the possibility of axial movement between the lower and upper annular protrusions made on the outer surface of the housing, while the housing is equipped with upper and lower rows of radial channels, and the upper row of radial channels is placed in the housing above the self-sealing from top to bottom cuffs, and the bottom row of radial channels is placed in the housing between its lower and upper annular protrusions with the possibility of a tight seal the armature of the anchor assembly, while in the case under the lower row of radial channels a valve is installed, which passes from the bottom up and consists of a seat and a ball.