SU1745882A1 - Packer - Google Patents
Packer Download PDFInfo
- Publication number
- SU1745882A1 SU1745882A1 SU904841294A SU4841294A SU1745882A1 SU 1745882 A1 SU1745882 A1 SU 1745882A1 SU 904841294 A SU904841294 A SU 904841294A SU 4841294 A SU4841294 A SU 4841294A SU 1745882 A1 SU1745882 A1 SU 1745882A1
- Authority
- SU
- USSR - Soviet Union
- Prior art keywords
- barrel
- cavity
- packer
- radial channels
- piston
- Prior art date
Links
Landscapes
- Consolidation Of Soil By Introduction Of Solidifying Substances Into Soil (AREA)
Abstract
Изобретение относитс к нефтегазодобывающей промышленности дл разобщени ствола добывающих и нагнетательных скважин. Цель изобретени - повышение надежности работы пакера в наклонных скважинах. Пакер содержит полый ствол с верхним и нижним переводниками,концен- трично установленный в стволе корпус, образующий со стволом кольцевой канал, размещенный на корпусе уплотнительный элемент с. голов, ой св занной со стволом и имеющей радиальные каналы, установленный над уплотнительным элементом конус со шлипсэми и шлипсодержателем, концен- трично установленный под уплотнительным элементом цилиндр, образующий со стволом кольцевую полость, в которой последовательно по высоте установлены жестко св занный с корпусом верхний поршень с патрубком, имеющим радиальные каналы, разделительный поршень, жестко св занный с цилиндром, и нижний поршень. При этом кольцева полость между разделительным и верхним поршн ми св зана через радиальные каналы патрубка верхнего поршн , кольцевой канал и радиальные каналы головки с пространством скважины над па- кером. а полость между разделительным и нижним поршн ми гидравлически св зана с полостью ствола. С патрубком верхнего поршн и нижним поршнем жестко св зан дополнительный патрубок, имеющий радиальные каналы, дл св зи полости между разделительным и нижним поршн ми с полостью ствола. Проставка с втулкой жестко св зана с верхней частью цилиндра, взаимодействующей с конусом, и имеет внутренний кольцевой паз, в котором размещены разрезна обойма и плашка с взаимодействующими оптическими поверхност ми и амортизатор. Жидкость поступает в полость между разделительным и нижним поршн ми , срезные элементы срезаютс , цанги отход т от переводника, головка отходит от ствола, уплотнительный элемент сжимаетс сверху и снизу. Разрезные обойма и плашка с нарезкой под воздействием втулки перемещаютс по нарезке корпуса, конус вклиниваетс под шлипсы,пакер закрепл етс в скважине. 1 з. п. ф-лы, 1 ил. ё J сл 00 со hOFIELD OF THE INVENTION The invention relates to the oil and gas industry for separating the wellbore of production and injection wells. The purpose of the invention is to increase the reliability of the packer in inclined wells. The packer contains a hollow barrel with upper and lower subs, a housing concentrically mounted in the barrel, which forms an annular channel with the barrel, a sealing element placed on the housing, c. head connected to the barrel and having radial channels mounted above the sealing element a cone with clamps and a slip-holder, concentrically mounted under the sealing element a cylinder forming an annular cavity with the barrel in series with the upper piston rigidly connected to the housing with a nozzle having radial channels, a separation piston rigidly connected to the cylinder, and a lower piston. In this case, the annular cavity between the separation and upper pistons is connected through the radial channels of the nozzle of the upper piston, the ring channel and the radial channels of the head with the well space above the pack. and the cavity between the separator and the lower pistons is hydraulically connected to the cavity of the barrel. An additional nozzle, having radial channels, is rigidly connected with the upper piston nozzle and the lower piston to connect the cavity between the separating and lower pistons with the barrel cavity. The spacer with the sleeve is rigidly connected with the upper part of the cylinder, which interacts with the cone, and has an internal annular groove in which the spindle of the cage and the die with the interacting optical surfaces and the shock absorber are located. The fluid enters the cavity between the separating and lower pistons, the shear elements are cut off, the collets move away from the sub, the head moves away from the barrel, the sealing element is compressed from the top and bottom. The split cage and die with cutting under the action of the sleeve moves along the cutting of the body, the cone is wedged under the slips, the packer is fixed in the well. 1 h. item f-ly, 1 ill. ё J SL 00 with hO
Description
Изобретение относитс к нефтегазодобывающей промышленности и может быть использовано в добывающих и нагнетательных скважинах, а именно кустовых наклонных нефт ных и газовых скважинах.The invention relates to the oil and gas industry and can be used in production and injection wells, namely, padded inclined oil and gas wells.
Известен пакер, состо щий из ствола, верхнего шлипсового узла, конус которого жестко св зан со стволом, уплотнительного узла, нижнего шлипсового узла, гидроцилиндра с двум поршн ми, из которых верхиий взаимодействует с конусом- нижнего шлипсового узла, а нижний взаимодействует со шлипсодержателем нижнего шлипсового узла. В этом пакере ствол уплотнен в корпусе гидроцилиндра и имеет радиальные каналы, сообщающие внутреннюю полость ствола с рабочей полостью гидроцилиндра, а узел управлени посадкой выполнен в виде размещенных в стволе ниже радиальных каналов седел дл шариков.A known packer consisting of a barrel, an upper slip node, the cone of which is rigidly connected to the barrel, a sealing node, a lower slip clip, a hydraulic cylinder with two pistons, of which the upper interact with the cone — the lower slip clip, and the lower interact with the bottom slip clamp slipway knot. In this packer, the barrel is sealed in the hydraulic cylinder body and has radial channels that communicate the internal cavity of the barrel with the working cavity of the hydraulic cylinder, and the landing control assembly is made in the form of ball seats located below the radial channels.
Однако данный пакер не обладает достаточной надежностью при высоких перепадах давлени , так как при превышении выталкивающих усилий от действи перепада давлени над силой сжати нижней части колонны труб от их веса происходит проскальзывание верхний шлипсов по обсадной колонне и сн тие сжимающей нагрузки с уплотнительного узла, что приводит к разгерметизации пакера. Накопление осадков в шлипсовом узле, размещенного над уп- лотнительным узлом, приводит к его заклиниванию и осложнени м при съеме пакера.However, this packer does not have sufficient reliability at high pressure drops, because when the buoyancy force is exceeded by the pressure drop over the compressive force of the lower part of the pipe string, the upper slip of the casing slip from the weight of the packing unit results from their weight, resulting in to depressurization packer. The accumulation of sediments in the sleeps knot, located above the sealing knot, leads to its jamming and complications during the removal of the packer.
Известен пакер, содержащий ствол, головку , концентрично установленный на стволе патрубок, уплотнительный узел с уп- лотнительным элементом, шлипсовый узел с двусторонними шлипсэми и верхним и нижним конусами, гидроцилиндр с поршнем , взаимодействующим с патрубком и корпусом, прикрепленным к. стволу. Ствол имеет радиальные отверсти , сообщающие erjj внутреннюю полость с рабочей поверхностью гидроцилиндра, а узел управлени посадкой выполнен в виде седла ниже радиальных отверстий ствола.A known packer containing a barrel, a head, a concentrically mounted nozzle on the barrel, a sealing assembly with a sealing element, a slip-type assembly with double-sided slips and an upper and lower cone, a hydraulic cylinder with a piston that interacts with the branch pipe and the housing attached to the barrel. The barrel has radial holes that communicate the internal cavity erjj with the working surface of the hydraulic cylinder, and the landing control assembly is designed as a saddle below the radial holes of the barrel.
Данный пакер ненадежен в работе и имеет сложную конструкцию. При посадке пакера до-зацеплени шлипсов с обсадной колонной уплотнительный элемент проскальзывает по колонне, что приводит к нарушению его наружной поверхности и снижению надежности уплотнени . Накопление осадков в шлипсовом узле выше уплотнительного элемента, а также сложный процесс съема пакера (создание давлени жидкости в затрубном пространстве при одновременном подъеме и опускании колонны труб) затрудн ет подъем пакера.This packer is unreliable in operation and has a complex structure. When the packer is seated, the sealing element slips along the column, which leads to a violation of its outer surface and a decrease in the reliability of the seal. The accumulation of precipitation in the sleeper assembly above the sealing element, as well as the complex process of removing the packer (creating fluid pressure in the annulus while simultaneously raising and lowering the pipe string) makes it difficult to raise the packer.
Наиболее близким по технической сущности к предлагаемому изобретению вл етс гидромеханический пакер, содержащий полый ствол с верхним и нижним переводником, концентрично установленный в стволе корпус, образующий со стволом кольцевой канал, размещенный на корпусе уплотнительный элемент с головкой , св занной со стволом и имеющей радиальные каналы, установленные подThe closest to the technical essence of the present invention is a hydromechanical packer containing a hollow barrel with an upper and lower sub, concentrically mounted in the barrel body, forming an annular channel with the barrel, a sealing element with a head connected to the barrel and having radial channels installed under
уплотнительным элементом конус со шлип- сами и шлипсодержателем, концентрично установленный под уплотнительным элементом цилиндр, образующий со стволомa cone with constrictor sleeves and a pin support, a concentrically mounted cylinder under the sealing element, forming a barrel
кольцевую полость, в которой последовательно по высоте установлены жестко св занный с корпусом верхний поршень с патрубком, имеющим радиальные каналы, разделительный поршень, жестко св зан0 ный с цилиндром и нижний, при этом кольцева полость между разделительным и верхним поршнем св зана через радиальные каналы патрубка, кольцевой канал и радиальные каналы головки с пространст5 вом скважины над пакером, а полость между разделительным поршнем и нижним гидравлически св зана с полостью ствола.an annular cavity in which successively mounted upper piston is rigidly connected to the housing with a nozzle having radial channels, a separating piston rigidly connected to the cylinder and a lower one, while the annular cavity between the separating and upper piston is connected through radial channels of the nozzle the annular channel and the radial channels of the head with the space of the well above the packer, and the cavity between the separation piston and the lower one is hydraulically connected with the cavity of the barrel.
Недостатком известного пакера вл етс его недостаточна надежность при пере0 падах давлени жидкости между подпакерным и надпакерным пространствами в наклонных скважинах. Как известно, при установке механических или гидромеханических пакеров, часто происходит нару5 шение их герметичности, так как при этом происходит продольный спиральный изгиб насосно-компрессорных труб и вес колонны труб становитс недостаточным дл деформации уплотнительных элементов. В ре0 зультате не обеспечиваетс .оптимальна величина контактного давлени и, как следствие , не обеспечиваетс надежна герметизаци пакера Особенно это относитс к наклонным скважинам, где затруднено, а вA disadvantage of the known packer is its lack of reliability when the fluid pressure drops between the sub-packer and supra-packer spaces in inclined wells. As is known, when installing mechanical or hydro-mechanical packers, their tightness often occurs, as this results in longitudinal spiral bending of tubing and the weight of the tubing becomes insufficient to deform the sealing elements. As a result, the optimum value of contact pressure is not provided and, as a result, reliable sealing of the packer is not ensured. This is especially true for inclined wells, where it is difficult, and
5 р де Случаев практически невозможно создать требуемую нагрузку на пакер дл герметичного его уплотнени .It is almost impossible to create the required load on the packer to seal it tightly.
Другим недостатком известного паке- ра, привод щим к ненадежности его рабо0 ты, вл етс перемещение уплотнительных элементов под воздействием перепада давлений при проведении раздельной закачки жидкости в трубы и затрубное пространство , уменьшение нагрузки от веса колонныAnother disadvantage of the known packer, which leads to the unreliability of its operation, is the movement of the sealing elements under the influence of the pressure drop when conducting a separate injection of fluid into the pipes and the annulus, reducing the load on the weight of the column.
5 труб, передаваемой пакеру, при изменении длины колонны труб за счет температурных изменений и давлений закачиваемой жидкости . Все это при отсутствии компенсации изменени длины колонны труб приводит к5 pipes transferred to the packer, when the length of the pipe string changes due to temperature changes and pressures of the injected fluid. All this, in the absence of compensation for changes in the length of the pipe string, leads to
0 ненадежности герметизации пакера и его разуплотнению. В этим услови х даже дополнительное поджатие уплотнительного элемента в известном пакере за счет действи перепада давлени в подпакерном и0 unreliability of sealing the packer and its decompression. Under these conditions, even additional compression of the sealing element in the known packer due to the pressure drop in the sub-packer and
5 надпакерном пространствах не во всех случа х может скомпенсировать снижение нагрузки на уплотнительный элемент за счет рассматриваемых факторов.5 nadpaknernom spaces can not in all cases compensate for the reduction of the load on the sealing element due to the factors considered.
Еще одним недостатком известного пакера вл етс то, что на колонну труб деиствуют знакопеременные нагрузки (сжимающие нагрузки при установке пакера и сжимающие и раст гивающие при проведении закачки жидкости). Это может привести к негерметичности резьбовых соединений и в р де случаев даже к авари м.Another disadvantage of the known packer is that alternating loads (compressive loads when installing the packer and compressive and tensile when carrying out the injection fluid) act on the pipe string. This can lead to leakage of threaded connections and, in some cases, even accidents.
Цель изобретени - повышение надежности в работе пакера в наклонных скважинах .The purpose of the invention is to increase the reliability of the packer in inclined wells.
При посадке пакера не происходит проскальзывани уплотнительного элемента по стенке скважины из-за одновременного сжати его сверху и снизу, обеспечиваетс фиксаци уплотнительного элемента в сжатом состо нии, при котором сохран етс достигнутое при посадке пакера сжатие уплотнительного элемента, компенсади релаксации напр жений и увеличение контактного давлени на стенки обсадной колонны при повышении давлени жидкости под пакером, обеспечиваетс компенсаци изменений длины колонны труб при пульсации закачиваемой жидкости без воздействи на уплотнительный элемент и обеспечиваетс съем пакера с места установки даже после длительного нахождени его в скважине. When the packer is seated, the sealing element does not slip along the borehole wall due to simultaneous compression from the top and bottom, the sealing element is fixed in a compressed state, which maintains the compression of the sealing element achieved when the packer is seated, compensates for stress relaxation and increases contact pressure on the walls of the casing with increasing pressure of the fluid under the packer, compensation is provided for changes in the length of the pipe string during pulsation of the injected fluid s effect on the sealing element and removal of the packer is provided with the installation location, even after prolonged residence in the well.
Цель достигаетс тем, что пакер снабжен жестко св занным с патрубком и нижним поршнем дополнительным патрубком, имеющим радиальные каналы дл св зи полости между разделительным и нижним поршн ми с полостью ствола, жестко св занной с верхней частью цилиндра простав- кой со втулкой, взаимодействующей с конусом и имеющей внутренний кольцевой паз и размещенными в пазу втулки разрезными о.боймой и плашкой с взаимодействующими коническими поверхност ми и амортизатором, при этом обойма и плашка установлены с возможностью взаимодействи с конусом, плашка выполнена с нарезкой , а корпус с ответной нарезкой дл взаимодействи с нарезкой плашки, цилиндр над верхним кольцевым поршнем имеет радиальные каналы, а в нижней части - захват в виде цанги, соединенный срезным элементом с нижним переводником, а головка св зана со стволом срезным элементом .The goal is achieved by the fact that the packer is provided with an additional nozzle rigidly connected to the nozzle and lower piston, having radial channels for connecting the cavity between the separating and lower pistons with the well cavity, which is rigidly connected with the sleeve to the upper part of the cylinder. cone and having an internal annular groove and placed in the groove of the sleeve split o.boymy and die with interacting conical surfaces and shock absorber, while the yoke and the die are installed with the ability to interact with the cone, the die is made with cutting, and the housing with reciprocal cutting for interaction with the cutting of the die, the cylinder above the upper annular piston has radial channels, and in the lower part a gripper in the form of a collet connected by a shear element to the lower sub, and the head is connected to the barrel shear element.
На чертеже представлен пакер.The drawing shows the packer.
Он содержит полый ствол 1 с верхним 2 и нижним 3 переводниками, концентрично установленный в стволе корпус 4, образующий со стволом 1 кольцевой канал 5, разме- щенный на корпусе 4 уплотнительный элемент 6 с головкой 7, св занной со стволом 1 и имеющей радиальные каналы 8, установленные под уплотнительным элементом 6 конус 9 со шлипсами 10 и шлипсодержателем 11, концентрично установленный под уплотнительным элементом 6 ци- ликдр 12, образующий со стволом 1 кольцевую полость 13, в которой последова5 тельно по высоте установлены жестко св занный с корпусом 4 верхний поршень 14 с патрубком 15, имеющим радиальные каналы 16, разделительный поршень 17, жестко св занный с цилиндром 12 и нижний 18. при 0 этом кольцева полость 19 между разделительным 17 и верхним поршнем 14 св зана через радиальные каналы 16 патрубка 15. кольцевой канал 5 и радиальные каналы 8 головки 7 с пространством скважины над 5 пакером. а полость 20 между разделительным поршнем 17 и нижним 18 гидравлически св зана с полостью 21 ствола 1. Пакер снабжен жестко св занным с патрубком 15 и нижним поршнем 18 дополнительным пат0 рубком 22, имеющим радиальные каналы 23 дл св зи полости 20 между разделительным 17 и нижним 18 поршн ми с полостью 21 ствола 1, жестко св занной с верхней частью цилиндра 12 проставкой 24 с втулкойIt contains a hollow barrel 1 with an upper 2 and lower 3 subs, a housing 4 concentrically mounted in the barrel, which with the barrel 1 forms an annular channel 5, is placed on the housing 4 a sealing element 6 with a head 7 connected to the barrel 1 and having radial channels 8, mounted under the sealing element 6, a cone 9 with clamps 10 and a slip-holder 11, concentrically mounted under the sealing element 6 a cylinder 12, which forms with the barrel 1 an annular cavity 13 in which consistently in height are fixed 4 upper piston 14 with a nozzle 15 having radial channels 16, a separating piston 17 rigidly connected to the cylinder 12 and a lower one. At 0 this annular cavity 19 between the separating 17 and the upper piston 14 is connected through radial channels 16 of the nozzle 15. an annular channel 5 and radial channels 8 of a head 7 with a well space above 5 packers. and the cavity 20 between the separating piston 17 and the lower 18 is hydraulically connected to the cavity 21 of the barrel 1. The packer is provided with an additional bridge 22 rigidly connected to the nozzle 15 and the lower piston 18, having radial channels 23 for connecting the cavity 20 between the separating 17 and the lower 18 pistons with a cavity 21 of the barrel 1, rigidly connected to the upper part of the cylinder 12 by a spacer 24 with a sleeve
5 25. взаимодействующей с конусом 9 и имеющей внутренний кольцевой паз 26, и размещенными в пазу 26 втулки 25 разрезными обоймой 27 и плашкой 28 с взаимодействую ющими коническими поверхност ми 29 и5 25. cooperating with a cone 9 and having an inner annular groove 26, and a sleeve 27 arranged in the groove 26 of the sleeve 25 and a die 28 with cooperating conical surfaces 29 and
0 амортизатором 30, при этом обойма 27 и. плашка 28 установлены с возможностью взаимодействи с конусом 9. плашка выполнена с нарезкой 31, а корпус 4 - с ответной нарезкой 32 дл вз имодействи с нарезкой0 shock absorber 30, while the holder 27 and. the plate 28 is installed with the possibility of interaction with the cone 9. the plate is made with the threading 31, and the housing 4 - with the response threading 32 for engaging with the threading
5 31 плашки 28. Цилиндр 12 над верхним кольцевым поршнем 14 имеет радиальные каналы 32, в нижней части - захват в виде цанги 33. соединенной срезным элементом 34 с нижним переводником 3. а головка св зана5 31 dies 28. The cylinder 12 above the upper annular piston 14 has radial channels 32, in the lower part a gripper in the form of a collet 33. connected by a shear element 34 to the lower sub 3. and the head is connected
0 со стволом 1 срезным элементом 35.0 with barrel 1 shear element 35.
Пакер работает следующим образом. Спускают пакер.на колонне труб в скважину . В колонну труб сбрасывают шарик и нагнетают жидкость. Жидкость под давле5 нием поступает в полость 20, гидравлически св занную с полостью 21 ствола 1, и воздействует на разделительный поршень 17 и нижний поршень 18. Разделительный поршень 17, жестко св занный с цилиндром 12,Packer works as follows. Pull the packer on the pipe string into the well. The ball is dropped into the pipe string and the fluid is injected. The pressurized fluid enters the cavity 20, which is hydraulically connected to the cavity 21 of the barrel 1, and acts on the separation piston 17 and the lower piston 18. The separation piston 17, which is rigidly connected to the cylinder 12,
0 через цангу 33 воздействуют на срезной элемент 34, а через жестко св занные с верхней частью цилиндра 12 проставку24, втулку 25, конус 9. шлипсы 10 и шлипсодержатель - на уплотнительный эле5 мент 6 снизу. Нижний поршень 18 через дополнительный патрубок 22, патрубок 15, верхний поршень 14, корпус 4 и головку 7 воздействует на срезной элемент 35 и уплотнительный элемент 6 сверху. Срезные элементы 34 и 35 срезаютс , цанга 33 отцепл етс от переводника 3, а головка 7 освобождаетс от св зи со стволом 1 и уплотни- тельный элемент 6, сжимаемый одновременно сверху и снизу, расшир етс до обсадной колонны. При этом разрезные обойма 27 и плашка 28 с нарезкой 31 под воздействием втулки 25 и амортизатора 30 перемещаютс по нарезке 32 корпуса 4; а конус 9 вклиниваетс под шлипсы 10, которые вход т в зацепление с обсадной колонной и пакер закрепл етс и уплотн етс в скважине. При дальнейшем повышении давлени в колонне труб шарик с седлом падают в хвостовик пакера (не показано). Ствол 1 получает свободу перемещени и колонна труб приспускаетс вниз до выхода нижнего переводника 3 из цанги 33.0 through the collet 33, the shear element 34 is exposed, and through the spacer 24, the sleeve 25, the cone 9. the slips 10 and the slip clamp holder rigidly connected to the upper part of the cylinder 12 - to the sealing element 6 from below. The lower piston 18 through the additional pipe 22, pipe 15, the upper piston 14, the housing 4 and the head 7 acts on the shear element 35 and the sealing element 6 from above. The shear elements 34 and 35 are sheared, the collet 33 is uncoupled from the sub 3, and the head 7 is released from the connection with the barrel 1 and the sealing element 6, which is pressed simultaneously from above and below, expands to the casing. In this case, the split holders 27 and the die 28 with the thread 31 under the action of the sleeve 25 and the shock absorber 30 are moved along the thread 32 of the body 4; and the cone 9 is wedged under the sleeves 10, which engage with the casing string and the packer is fixed and sealed in the well. With a further increase in pressure in the pipe string, the ball with the saddle falls into the liner of the packer (not shown). Barrel 1 obtains freedom of movement and the string of pipes is lowered down until the lower sub 3 exits the collet 33.
ПрИ закачке жидкости давление в под- пакерном пространстве скважины воздействует на верхний поршень 14. В кольцевой полости 19 через каналы 5, 8 и 16 поддерживаетс давление жидкости над пакером. За счет разности перепада давлений между подпакерным и надпакерным пространствами скважины верхний поршень 14 воздействует через корпус 4 и головку 7 на уплотнительный элемент 6, компенсиру релаксацию напр жений в нем. Давление жидкости в стволе 1 пакера через каналы 23 воздействует на разделительный поршень 17, кфторый через цилиндр 12, проставку 24, втулку 25 воздействует на конус 9 и шлипсы 10, поддержива их сцепление с обсадной колонной. При этом также поддерживаетс сцепление разрезной плашки 28 с нарезкой 31 с ответной нарезкой 32 корпуса 4.When pumping fluid, the pressure in the podkapernom space of the well acts on the upper piston 14. In the annular cavity 19 through the channels 5, 8 and 16, the pressure of the fluid above the packer is maintained. Due to the difference in pressure differential between the sub-packer and non-packer spaces of the well, the upper piston 14 acts through the housing 4 and the head 7 on the sealing element 6 to compensate for the relaxation of the stresses in it. The fluid pressure in the barrel 1 of the packer through the channels 23 acts on the separation piston 17, the fluorine through the cylinder 12, the spacer 24, the sleeve 25 acts on the cone 9 and the slips 10, maintaining their adhesion to the casing. This also maintains the engagement of the split die 28 with the threading 31, and the response threading 32 of the body 4.
При повышении давлени закачиваемой жидкости в полости 21 ствола 1 и под- пакерном пространстве усилие на уплотнительный элемент б, корпус и шлипсы 10 от действи перепада давлений на верхний поршень 14 и разделительный поршень 17 увеличиваетс . При этом увеличиваетс также и контактное давление уплотнительного элемента 6 на обсадную колонну и зацепление щлипсов с обсадной колонной.With an increase in pressure of the injected fluid in the cavity 21 of the barrel 1 and in the packer space, the force exerted on the sealing element b, the housing and the slips 10 from the effect of the pressure drop on the upper piston 14 and the separation piston 17 increases. This also increases the contact pressure of the sealing element 6 on the casing and the engagement of the clips with the casing.
Ствол 1, св занный с колонной труб верхним переводником 2, имеет свободное перемещение .относительно корпуса 4, не оказыва воздействи на него, чем обеспечиваетс компенсаци изменени длины колонны труб. При этом сцепление разрезной плашки 28 с нарезкой 31 с ответной нарезкой 32 корпуса 4 обеспечивает надежное уплотнение пакера в обсадной колонне как в период закачки жидкости, так и при ее прекращении.The barrel 1 connected to the column pipe by the upper sub 2 has free movement relative to the body 4 without affecting it, thus compensating for the change in the length of the pipe string. At the same time, the adhesion of the split die 28 with the threading 31 with the counter threading 32 of the housing 4 ensures reliable sealing of the packer in the casing both during the injection period of the fluid and at its termination.
После окончани закачки жидкости колонну труб, св занную со стволом 1 приподнимают до зацеплени цанги 33 с нижним переводником 3 и потом опускают. УсилиеUpon completion of the injection of fluid, the tubing connected to the barrel 1 is raised until the collet 33 engages with the lower sub 3 and then lowers. An effort
от веса колонны труб через ствол 1, нижний переводник 3, захват в виде цанги 33, цилиндр 12, проставку24 передаетс на втулку 25 Втулка 25 перемещаетс вниз, выходит из контакта с разрезной обоймой 27, освобожда пространство между обоймой 27 и конусом 9. Под действием усили , передаваемого на конус 9, и усили от сжатого уплотнительного элемента 6, передаваемого через головку 7 и нарезку 32 корпуса 4 наfrom the weight of the pipe string through the barrel 1, the lower sub 3, the gripper in the form of a collet 33, cylinder 12, spacer 24 is transferred to the sleeve 25 The sleeve 25 moves down, comes out of contact with the split collar 27, freeing the space between the collar 27 and the cone 9. Under the action force transmitted to the cone 9, and the force from the compressed sealing element 6 transmitted through the head 7 and the cutting 32 of the housing 4 on
разрезные плашки 28. последние выход т из зацеплени с нарезкой 32 корпуса 4 и размещаютс с обоймой 27 в освободившемс пространстве в конусе 9. При дальнейшем опускании извлекаетс конус 9the split dies 28. the latter come out of the engagement with the cutting 32 of the body 4 and are placed with the yoke 27 in the empty space in the cone 9. Upon further lowering, the cone 9 is removed
из-под шлипсов 10 шлипсы отход т от обсадной колонны и возвращаютс в исходное положение, нагрузка на уплотнительный элемент 6 снимаетс и он принимает первоначальную форму. При подъеме колонныFrom under the slips 10, the slips move away from the casing string and return to their original position, the load on the sealing element 6 is removed and it takes on its original shape. When lifting the column
труб нижний переводник 3 ствола 1 упираетс в нижний поршень 18, который через дополнительный патрубок 22, патрубок 15, верхний поршень 14 и корпус 4 воздействует на головку 7. Пакер приводитс в транспортное положение и извлекаетс на поверхность.The tubes of the lower sub 3 of the barrel 1 abut against the lower piston 18, which through the additional nozzle 22, the nozzle 15, the upper piston 14 and the housing 4 acts on the head 7. The packer is brought to the transport position and removed to the surface.
Claims (2)
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| SU904841294A SU1745882A1 (en) | 1990-06-18 | 1990-06-18 | Packer |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| SU904841294A SU1745882A1 (en) | 1990-06-18 | 1990-06-18 | Packer |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| SU1745882A1 true SU1745882A1 (en) | 1992-07-07 |
Family
ID=21522039
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| SU904841294A SU1745882A1 (en) | 1990-06-18 | 1990-06-18 | Packer |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| SU (1) | SU1745882A1 (en) |
Cited By (2)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2574635C2 (en) * | 2013-02-07 | 2016-02-10 | Везерфорд/Лэм, Инк. | Hydraulic-set packer with piston coupled to annular space |
| US9512693B2 (en) | 2013-02-17 | 2016-12-06 | Weatherford Technology Holdings, Llc | Hydraulic set packer with piston to annulus communication |
-
1990
- 1990-06-18 SU SU904841294A patent/SU1745882A1/en active
Non-Patent Citations (1)
| Title |
|---|
| Авторское свидетельство СССР № 307177,кл. Е 21 В 33/12,1971. Авторское свидетельство СССР № 1148971.кл. Е 21 В 33/12, 1985. Авторское свидетельство СССР ISh 1502808, кл. Е 21 В 33/12, 1987. * |
Cited By (2)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2574635C2 (en) * | 2013-02-07 | 2016-02-10 | Везерфорд/Лэм, Инк. | Hydraulic-set packer with piston coupled to annular space |
| US9512693B2 (en) | 2013-02-17 | 2016-12-06 | Weatherford Technology Holdings, Llc | Hydraulic set packer with piston to annulus communication |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| US5253705A (en) | Hostile environment packer system | |
| US6877567B2 (en) | Expansion set liner hanger and method of setting same | |
| US7100696B2 (en) | Disconnect for use in a wellbore | |
| US7172029B2 (en) | Bi-directionally boosting and internal pressure trapping packing element system | |
| US4791992A (en) | Hydraulically operated and released isolation packer | |
| US4834175A (en) | Hydraulic versa-trieve packer | |
| AU2014317408B2 (en) | Retrievable packer | |
| CA2504988C (en) | Tubular expansion fluid production assembly and method | |
| CA1201379A (en) | Ball actuated releasable coupling | |
| US4862957A (en) | Packer and service tool assembly | |
| US4662453A (en) | Liner screen tieback packer apparatus and method | |
| CA1187407A (en) | Hydraulic setting tool with flapper valve | |
| CN106703732B (en) | Composite force-application expansion pipe device and operation method thereof | |
| US4346919A (en) | Remote automatic make-up stab-in sealing system | |
| US3007524A (en) | Subsurface valve | |
| US5117906A (en) | Compact, retrievable packer | |
| CA2146272A1 (en) | Multiple-completion packer and locking element therefor | |
| US4460041A (en) | Subterranean well tool with pressure equalizing release | |
| SU1745882A1 (en) | Packer | |
| US5044433A (en) | Pack-off well apparatus with straight shear release | |
| US2823754A (en) | Well packer | |
| SU1760084A1 (en) | Device for disconnection and reconnection of pipe string with packer | |
| RU2777028C1 (en) | Liner hanger modular | |
| RU2018628C1 (en) | Hydraulic packer of multiple use | |
| RU2787672C1 (en) | Retrievable packer |