SU1442636A1

SU1442636A1 - Interval packer

Info

Publication number: SU1442636A1
Application number: SU864129173A
Authority: SU
Inventors: Магомед-Сали Идрисович Марзиев
Original assignee: Нефтегазодобывающее Управление "Малгобекнефть" Производственного Объединения "Грознефть"
Priority date: 1986-10-03
Filing date: 1986-10-03
Publication date: 1988-12-07

Abstract

Изобретение относитс к нефтегазодобывающей пром-сти. Цель - упрощение конструкции при одновременном повьщ1ении технологичности исполь- зов ани пакера. Дл этого нижн опора 12 верхнего уплотнительного элемента (УЭ) 9, верхн опора 13 нижнего УЭ 10 жестко св заны с промежуточной трубой 3 и стволами 1,2 корпуса. С верхней опорой 11 верхнего УЭ 9 жестко св зан патрубок 15. Последний, опора 11 и переводник 16 соединены со стволом 1 с возможностью его осевого перемещени . Переводник 16 св зан с патрубком 15. На верхней опоре 11 УЭ- 9 установлены направл ющие винты 17. Пакер имеет гильзу 25 запорного клапана, жестко св занную с кор пусом 23 замкового механизма со шпилькой 24, а его поршень 28 жестко св зан со стволом 2 корпуса. При повороте колонны труб с пакером шпилька 24 выходит из зацеплени с корпусом 23. После спуска колонны с пакером последний за кориваетс , при этом производ т сжатие верхнего 9 и нижнего 10 УЭ. Они изолируют интервал скважины. 1 з.п. ф-лы, 2 ил. J3 -п б (Л о со о 2t t Фи8,1The invention relates to the oil and gas industry. The goal is to simplify the design while simultaneously increasing the manufacturability of the use of ani-packer. For this, the lower support 12 of the upper sealing element (UE) 9, the upper support 13 of the lower UE 10 are rigidly connected to the intermediate pipe 3 and the shafts 1.2 of the housing. The top 15 of the upper UE 9 is rigidly connected to the nozzle 15. The latter, the support 11 and the sub 16 are connected to the barrel 1 with the possibility of its axial movement. The sub 16 is connected to the nozzle 15. The guide screws 17 are installed on the upper support 11 of the UE-9. The packer has a valve valve case 25 rigidly connected to the casing 23 of the locking mechanism with a pin 24, and its piston 28 is rigidly connected to the barrel 2 cases. When the pipe string with the packer is rotated, the stud 24 is released from the engagement with the housing 23. After the column with the packer is lowered, the latter grips over, thus compressing the upper 9 and lower 10 UE. They isolate the well spacing. 1 hp f-ly, 2 ill. J3-b b (L o so about 2t t Fi8.1

Description

Изобретение относитс к нефтегазо- добьшающей промьшшенности, а именно к пакерным устройствам дл изол ции пластов или интервалов скважины при проведении различньк технологических операций.The invention relates to the oil and gas industry, namely to packer devices for isolating formations or well intervals when performing various technological operations.

Цель изобретени - упрощение конструкции пакера при одновременном повышении технологичности его исполь- зовани .The purpose of the invention is to simplify the design of the packer while improving the manufacturability of its use.

На фиг. 1 показан пакер в исходном положении при спуске в скважину; на фиг. 2 - то же, в рабочем положении после установки в скважине. FIG. 1 shows the packer in the initial position when descending into the well; in fig. 2 - the same, in the working position after installation in the well.

Интервальный пакер (фиг.1) вкл1з - чает в себ полый составной корпус, состо щий из стволов 1 и 2, соединен- |ных между собой промежуточной трубой З с радиальными отверсти ми 4, и муф- тами 5 и 6. На верхнем конце ствола 1 вьшолнены продольные прорези 7 и установлена муфта 8. На корпусе установлены верхний 9 и нижний 10 уплот- нительные элементы с опорами 11-14. С верхней опорой 11 жестко соединен патрубок 15, который, в свою очередь, соединен с переводником 16 дл соединени пакера с колонной труб. При этом опора 11, патрубок 15 и перевод- ник 16 соединены со стволом 1 с возможностью осевого перемещени ствола 1 корпуса с помощью направл нщих винтов 17, установленных на верхней опоре- 11 и размещенньк также и в проре- з х 7,The interval packer (Fig. 1), including a hollow composite body consisting of barrels 1 and 2, interconnected by an intermediate pipe 3 with radial holes 4, and couplings 5 and 6. At the upper end The barrel 1 is filled with longitudinal slots 7 and the coupling 8 is installed. The upper 9 and lower 10 sealing elements with supports 11-14 are mounted on the housing. A pipe 15 is rigidly connected to the upper support 11, which, in turn, is connected to the sub 16 for connecting the packer to the column pipe. In this case, the support 11, the connecting pipe 15 and the translator 16 are connected to the barrel 1 with the possibility of axial movement of the barrel 1 of the housing with the help of guide screws 17 mounted on the upper support 11 and placed also in section 7.

На нижнем конце ствола 2 корпуса установлен корный узел, состо щий из шпипсов 18, шпипсодержател 19, jcopnyca центратора 20, башмаков 21 с пружинами 22 и замкового механизма с корпусом 23 и шпилькой 24. На нижнем конце ствола 2 корпуса установлен запорный клапан, состо щий из гильзы 25 с уплотнением 26 и циркул ционными каналами 27, соединенной жестко с корпусом 23 замкового механизма и полого поршн 28, жестко св занного со стволом 2. Опоры 12 и 13 At the lower end of the barrel 2 of the housing there is a crustal assembly consisting of pins 18, spike holders 19, jcopnyca of the centralizer 20, shoes 21 with springs 22 and a locking mechanism with a housing 23 and a hairpin 24. from a sleeve 25 with a seal 26 and circulation channels 27 rigidly connected to the housing 23 of the locking mechanism and the hollow piston 28 rigidly connected to the barrel 2. Supports 12 and 13

уплотнительных элементов жестко св заны со стволами 1 и 2 и промежуточной трубой 3, которые образуют полый составной корпус пакера, при этом длина промежуточной трубы 3 выбирает- с в зависимости от мощности изолируемого интервала или пласта.the sealing elements are rigidly connected with the trunks 1 and 2 and the intermediate pipe 3, which form the hollow composite case of the packer, and the length of the intermediate pipe 3 is chosen depending on the thickness of the insulated interval or formation.

Интервальный пакер работает следующим образом.Interval packer works as follows.

Интервальный пакер с помощью переводника 16 подвешивают к скважинному насосу, на насосно-компрессорных трубах спускают в скважину и устанавливают так, чтобы изолируемый интервал находилс между верхним и нижним уп- лотнительными элементами 9 и 10 (фиг.2). Затем колонну труб вместе с пакером приподнимают с одновременным провор от ом вправо. При этом шпил к а 24 замкового механизма выходит из зацеплени с его корпусом 23. После этого колонну труб с пакером начинают опускать вниз, и благодар подпружиненным башмакам 21 центратора 20 пшипсы 18 раздвигаютс нижней конусной опорой 14, вход т в зацеплени со стенкой обсадной колонны и за ко- ривают пакер.The interval packer is suspended by means of the sub 16 to the well pump, is lowered into the well on the tubing and is set so that the isolated interval is between the upper and lower sealing elements 9 and 10 (Fig. 2). Then the column of pipes, together with the packer, is raised while simultaneously moving from the right to the right. At the same time, the capstan of the lock mechanism 24 comes out of engagement with its housing 23. After that, the string of pipe with the packer is lowered down, and thanks to spring-loaded shoes 21 of the centralizer 20, the bearings 18 move apart with the lower cone support 14, engage behind the packer.

Разгрзпка колонну насосно-компрессорных труб, производ т сжатие верхнего и нижнего уплотнительных элементов , изолиру тем самым интервал скважины. При этом поршень 28 запорного клапана перемещаетс вместе со стволом 2 корпуса вниз и перекрывает герметично циркул ционные каналы 27, гильзы 25, изолиру тем самым внут-. реннюю полость пакера от подпакерног пространства скважины. После этого через радиальные отверсти 4 промежуточной трубы производ т различные технологические операции по воздействию на изолированный интервал скважины .Designing the tubing string, compressing the upper and lower sealing elements, thereby isolating the well spacing. In this case, the piston 28 of the shut-off valve moves down with the barrel 2 of the housing downwards and closes hermetically the circulation channels 27, the sleeves 25, thereby isolating the inside. The packer cavity is from the well space. Thereafter, various technological operations are carried out through the radial holes 4 of the intermediate pipe to influence the isolated interval of the well.

Сн тие пакера дл извлечени его из скважины производитс нат жением колонны труб. При этом уплотнитель- ные элементы 9 и 10 пакера разжимаютс , а шлипсы 18 выход т из зацеп- лени со стенкой скважины, после чего пакер поднимаетс из скважины.Removing the packer to remove it from the well is performed by tensioning the tubing string. In this case, the sealing elements 9 and 10 of the packer are unfolded, and the slips 18 come out of engagement with the borehole wall, after which the packer rises from the well.

Claims

1. Interval packer, inclusive, hollow composite body with longitudinal slots at the upper end, consisting of. upper and lower shafts, rigidly interconnected by an intermediate pipe with radial channels, mounted on the case of the upper and lower sealing elements with supports, rigidly connected to the upper support of the upper sealing element, a sub, connected to the case axially relatively not

g

0h

gz