SU1416666A1

SU1416666A1 - Hydraulic packer

Info

Publication number: SU1416666A1
Application number: SU853842752A
Authority: SU
Inventors: Анатолий Андреевич Цыбин; Станислав Станиславович Янкулев; Альберт Анатольевич Гайворонский; Владимир Васильевич Торопынин; Александр Васильевич Савинов
Original assignee: Всесоюзный Научно-Исследовательский Институт Буровой Техники
Priority date: 1985-02-04
Filing date: 1985-02-04
Publication date: 1988-08-15

Description

оabout

ОдOd

аbut

ОдOd

Изобретение относитс к нефтедобывающей промышленности, в частности к пакерующим устройствам дл разобщени пластов при креплении нефт ных и газовых скважин.The invention relates to the oil industry, in particular to packering devices for separating formations when attaching oil and gas wells.

Целью изобретени вл етс обеспечение возможности использовани пакера в глубоких многоколонных по конструкции скважинах за счет сокращени поперечных габаритов его.The aim of the invention is to provide the possibility of using the packer in deep multi-column wells in construction due to the reduction of its transverse dimensions.

На фиг. 1 схематично показан гидравлический пакер в транспортном положении; на фиг. 2 - то же, при запакеровке межтрубного пространства в скважине.FIG. 1 schematically shows a hydraulic packer in a transport position; in fig. 2 - the same, when packing the annular space in the well.

Гидравлический пакер (фиг.1) со стрит из корпуса 1с радиальными каналами Аи продольными пазами Б, уплотнительного элемента 2 с радиаль- ными каналами В, закрепленного на корпусе 1 болтом 3, дифференциальной втулки 4 с продольным кольцевьм пазом Г, срезного штифта 5, фиксатора 6 и обжимной обоймы 7. Роль обжимной обоймы дл другого конца уплотнительного элемента выполн ет меньша ступень дифференциальной втулки 4. Корпус пакера соедин етс непосредственно с обсадными трубами при спуске в ;открытый ствол скважины или в предыдущую обсадочную колонну 8. При сборке; пакера на корпусе устанавливаютс два центратора 9 и 10 дл улучшени условий пакеровки уплотнительного элемента, выполненного из прочного высокоэластичного материала, например из нержавеющей стали. На наружной поверхности уплотнительного элемента установлено резиновое кольцо 11 дл герметизации контакта уплот нительный элемент-предыдуща обсадна колонна или ствол скважины.A hydraulic packer (Fig. 1) with a straight from the housing 1c with radial channels Au with longitudinal grooves B, a sealing element 2 with radial channels B fixed to the body 1 with a bolt 3, a differential sleeve 4 with a longitudinal annular groove G, a shear pin 5, a retainer 6 and the crimping sleeve 7. The smaller sleeve of the differential sleeve 4 performs the role of the crimping sleeve for the other end of the sealing element 4. The packer body is connected directly to the casing during descent into the open borehole or into the previous casing. olonnu 8. When assembling; Two centralizers 9 and 10 are installed on the case of the packer to improve the conditions of packing of the sealing element made of durable highly elastic material, for example stainless steel. A rubber ring 11 is installed on the outer surface of the sealing element to seal the contact of the sealing element — the previous casing or wellbore.

00

0 5 0 0 5 0

5five

00

После спуска гидравлического иаке- ра в заданный интервал скважины и центрировани обсадной колонны, на которой он установлен, создают расчетное избыточное внутреннее давление дл запакеровки уплотнительного элемента 2 Конструкци уплотнительного элемента 2 и материал, из которого он изготовлен, выбираютс такими , чтобы при избыточном внутреннем давлении в интервале установки пакера в процессе цементировани обсадной колонны не происходила самопроизвольна его запакеровка. Анализ имеющегос в отечественной и зарубежной практике опыта цементировани обсадных колонн показывает, что в,процессе цементировани в интервалах Установки пакеров избыточное давление в обсадных колоннах не пре- вьшает 10,0-15,0 МПа. Поэтому уплот- нительный элемент 2 пакера должен запакеровьгаатьс при избыточном внутреннем давлении, например 20,0- 25,0 МПа.Дл надежности запакеровки уплотнительного элемента, избыточное внутреннее давление повышают, например , до 30,0 МПа. Жидкость из колонны поступает под уплотнительный элемент по радиальным каналам А, кольцевой 1фоточке Г, радиальным каналам В и продольным пазам Б.After lowering the hydraulic jet into a predetermined interval of the well and centering the casing on which it is installed, the calculated excess internal pressure is created for sealing the sealing element 2 The design of the sealing element 2 and the material from which it is made are chosen such that, with excessive internal pressure In the packer installation interval, the casing did not spontaneously pack up during the casing cementing process. The analysis of the experience in domestic and foreign practice of casing string cementing shows that, during the cementing process in the Packer Installations intervals, the excess pressure in the casing strings does not exceed 10.0–15.0 MPa. Therefore, the packer sealing element 2 must be packed with excessive internal pressure, for example 20.0-25.0 MPa. To reliably pack the sealing element, the excess internal pressure is increased, for example, to 30.0 MPa. Fluid from the column enters the sealing element through the radial channels A, the annular 1 point G, the radial channels B and the longitudinal grooves B.

При избыточном давлении в пакере, равном 30,0 МПа, штифт 5 срезаетс и втулка 4 перемещаетс вверх до упора в центратор 9. В крайнем верхнем положении втулки 4 фиксатор 6 закрепл ет втулку на корпусе 1 от. дальнейших возможнь1х: перемещений вниз. При данном положении втулки 4 радиальные Каналы А и В не сообщаютс между собой кольцевой проточкой Г, т.е.With an overpressure in the packer of 30.0 MPa, the pin 5 is cut off and the sleeve 4 moves up to the stop in the centralizer 9. In the extreme upper position of the sleeve 4, the clamp 6 secures the sleeve to the housing 1 from. further possible: downward movement. With this position of the sleeve 4, the radial Channels A and B do not communicate with each other by an annular groove G, i.e.

внутренн полость уплотнительногоinternal cavity sealing

Гидравлический пакер работает сле-дз элемента 2 изолирована от внутрен- дукацим образом.ней полости гидравлического пакера.The hydraulic packer operates after element 2 is isolated from the inside of the cavity of the hydraulic packer.

Фиг.11

Фиг. 2FIG. 2

Claims

A HYDRAULIC PACKER, comprising a sealing element, a hollow body connected to the pipe string with radial channels for communicating its cavity with the cavity of the sealing element, one end portion of which is rigidly connected to the body, a differential sleeve with clamps concentrically disposed relative to the body and connected to it by a shear element its position, installed with the possibility of overlapping radial channels of the housing in the extreme upper position of the differential sleeve, characterized in that, in order to ensure the possibility of using the packer in deep multi-column wells in design by reducing its transverse dimensions, a smaller stage of the differential sleeve is placed on the outer surface of the end portion of the sealing element rigidly connected to the housing and forms a chamber connected with the radial channels of the housing with a larger stage and housing, and the specified section of the sealing element is made of radial channels, and on the outer surface of the housing and the inner surface of the lower stage are made rodolnye slots for communication with the cavity of the sealing member housing PA- dialnmi channels.

SU 1416666 A1

1 1416666