SU1758206A1 - Method of checking operation of hydraulic packer - Google Patents
Method of checking operation of hydraulic packer Download PDFInfo
- Publication number
- SU1758206A1 SU1758206A1 SU904787983A SU4787983A SU1758206A1 SU 1758206 A1 SU1758206 A1 SU 1758206A1 SU 904787983 A SU904787983 A SU 904787983A SU 4787983 A SU4787983 A SU 4787983A SU 1758206 A1 SU1758206 A1 SU 1758206A1
- Authority
- SU
- USSR - Soviet Union
- Prior art keywords
- packer
- well
- pressure
- decrease
- fluid
- Prior art date
Links
Abstract
Область использовани : технологи креплени нефт ных и газовых скважин с применением гидравлических пакеров, устанавливаемых на обсадных трубах Сущность изобретени : определ ют величину давлени полного раскрыти пакера вне скважины и определ ют величину снижени давлени закачки при раскрытии пакера в скважине, после чего вычисл ют обратное отношение указанных величин, закачива пакеровку при значени х последнего в пределах 0,9-1,6.Field of use: oil and gas well mounting techniques using hydraulic casing packers. Summary of the Invention: Determine the pressure of the full opening of the packer outside the well and determine the amount of decrease in injection pressure when opening the packer in the well, then calculate the inverse ratio these values, pumping packer at the values of the latter in the range of 0.9-1.6.
Description
Изобретение относитс к технологии креплени нефт ных и газовых скважин, а именно к способам контрол срабатывани гидравлических пакеров, устанавливаемых на колоннах труб, спускаемых в скважине, и может быть использована в технологии креплени нефт ных и газовых скважин.The invention relates to the technology of mounting oil and gas wells, and in particular to methods of controlling the operation of hydraulic packers installed on the columns of pipes run down the well, and can be used in the technology of mounting oil and gas wells.
Известен способ контрол срабатывани гидравлического пакера, заключающийс в том, что внутри клапанного устройства пакера в специальной кольцевой полости размещают плавающие элементы, выполненные в виде емкостей, заполненных легкой жидкостью. При срабатывании клапанного устройства и заполнении уплот- нительного элемента пакера продавочной жидкостью кольцева полость открываетс , плавающие элементы выход т из нее и поднимаютс в продавочной жидкости, заполн ющей колонну труб до усть скважины. Про вление плавающих элементов на устье свидетельствует о нормальном срабатывании клапанного устройства пакера.A known method of controlling the operation of a hydraulic packer is that inside the valve device of the packer, floating elements are placed in a special annular cavity, made in the form of containers filled with a light liquid. When the valve device is triggered and the packer sealing element is filled with the squeezing fluid, the annular cavity opens, the floating elements come out of it and rise in the squeezing fluid that fills the pipe string to the wellhead. The occurrence of floating elements at the mouth indicates the normal operation of the packer valve device.
Известен способ контрол срабатывани заколонного гидравлического пакера, согласно которому срабатывание пакера (или пакеров) контролируют отбором из обсадной колонны расчетного объема жидкости , заполн ющей эту колонну В этом способе контрол в качестве сигнала раскрыти уплотнительного элемента пакера используетс вытесн ема из обсадной колонны в момент пакеровки продавочна жидкость. При этом продавочна жидкость вытесн етс из обсадной колонны тампо- нажной жидкостью, котора в свою очередь вытесн етс из заколонного пространства в колонну под действием наход щегос в этой жидкости и раскрывающегос уплотнительного элемента пакераA known method for controlling the operation of the annular hydraulic packer, according to which the operation of the packer (or packers) is controlled by withdrawing the estimated volume of fluid from the casing to fill this column. In this method of control, the packing element is used to displace the sealing element of the packer. liquid. In this case, the squeeze fluid is displaced from the casing with a packing fluid, which in turn is displaced from the annular space into the column by the action of the packer in the fluid and the opening element.
Известен также способ контрол срабатывани гидравлического пакера, в котором в,качестве сигнала о раскрытии уплотнительного элемента пакерэ используетс снижение давлени жидкости в спущенныхThere is also known a method for controlling the operation of a hydraulic packer, in which, as a signal to open the sealing element of the packer, a decrease in fluid pressure in the deflated
Х|X |
0101
юYu
D скважину трубах, с которыми соединен пакер.D well pipes connected to the packer.
Недостатком этого.способа контрол вл етс низка надежность пакеровки, что обусловлено отсутствием точного измерени величины снижени давлени и использовани результатов измерени дл контрол качества срабатывани пакера.The disadvantage of this control method is the low reliability of the packer, which is caused by the absence of an accurate measurement of the magnitude of the decrease in pressure and the use of measurement results to control the quality of the operation of the packer.
Целью изобретени вл етс повышение надежности гГакбройки за счет обеспе- иеммо TQunois установки хакера в заданном интервале.4The aim of the invention is to increase the reliability of hacking by providing a TQunois installation of a hacker in a predetermined interval.
Цель достигаетс тем, что в полость пакера , спущенного в скважину, подают рабочую жидкость под избыточным давлением закачки и регистрируют снижение этого давлени при срабатывании пакера, определ ют величину давлени полного раскрыти пакера вне скважины и определ ют величину снижени давлени закачки при раскрытии пакера в скважине, затем вычисл ют обратное отношение указанных величин , а пакеровку закачивают при значени х последнего в пределах 0,9-1,6.The goal is achieved by supplying the working fluid under the injection pressure to the cavity of the packer lowered into the well and registering the decrease in this pressure when the packer operates, determining the pressure of the full opening of the packer outside the well and determining the amount of reduction in the pressure of the packer when opening the packer , then the inverse ratio of the indicated values is calculated, and the packer is pumped at the values of the latter in the range of 0.9-1.6.
Сущность изобретени заключаетс в следующем. The essence of the invention is as follows.
Определ ют величину давлени полного раскрыти пакера вне скважины, что можно выполнить расчетным путем. Формула дл определени этого давлени ДРТ выводитс из закона сжимаемости жидкостейAV /3 V- ДРТ (1The total opening pressure of the packer outside the well is determined, which can be performed by calculation. The formula for determining this pressure DDR is derived from the law of compressibility of liquids AV / 3 V-DRE (1
и выражени внутреннего объема уплотни- тельного элемента пакера в полностью раскрытом состо нии в скважине диаметра D:and expressing the internal volume of the packer sealing element in a fully opened state in a borehole of diameter D:
ггyy
AV ij(, (2)AV ij (, (2)
где AV - изменение объема жидкости, наход щейс в колонне труб, м ;where AV is the change in the volume of fluid in the pipe string, m;
/J- коэффициент сжимаемости жидкости , МПа 1;/ J - compressibility factor of the liquid, MPa 1;
V - внутренний объем колонны, м ,V is the internal volume of the column, m,
ДРТ - изменение давлени жидкости, МПа;DRT - change in fluid pressure, MPa;
D - номинальный диаметр ствола скважины в зоне установки пакера, м;D is the nominal diameter of the well bore in the installation area of the packer, m;
6- толщина стенки уплотнительного рукава пакера, м;6- wall thickness of the packer sealing sleeve, m;
d - наружный диаметр уплотнитёльного рукава пакера в нераскрытом состо нии, м;d is the outer diameter of the packer sealing sleeve in an undisclosed state, m;
I - длина уплотнительного рукава пакера , м;I - length of the packer sealing sleeve, m;
Реша уравнение (1) относительно ДРТ, получаемSolving equation (1) for DRT, we get
ДРТ DRT
AV WAV W
(3)(3)
Подставл в формулу (3) вместо AV 5 его выражение (2), получаем формулу дл определени ДРт:Substituting in the formula (3) instead of AV 5 its expression (2), we obtain the formula for determining DDA:
ДРтDrt
п (Р-2 П2-с123 p (P-2 P2-s123
(4)(four)
5five
00
00
После спуска и установки пакера на заданной глубине в конце цементировани скважины повышают давление закачкой жидкости в колонну труб до фиксировани момента Стоп. Происходит раскрытие клапанного узла пакера. При этом внутренн полость уплотнительного рукава пакера соедин етс с колонной труб, и жидкость поступает в полость уплотнител , расшир ет его и плотно прижимает к стенке скважины, В результате этого происходит снижение давлени в колонне труб, после чего указанное давление остаетс посто нным. Снижение давлени ДР, измер ют с помощью образцового манометра, установленного на устье скважины. Затем вычисл ют обратное отношение ДРт и Afy . Пакеровку заканчивают при значении критери надежно- сти ДР, / ДРТ в пределах 0,9-1,6 Эти пределы найдены экспериментальным путём .After the descent and installation of the packer at a predetermined depth at the end of the cementing, the pressure is increased by injecting fluid into the pipe string until the stop moment is fixed. There is a disclosure valve assembly packer. At the same time, the internal cavity of the packer sealing sleeve is connected to the pipe string, and the liquid enters the cavity of the sealant, expands it and presses tightly against the borehole wall. As a result, pressure in the pipe string decreases, after which the specified pressure remains constant. The decrease in pressure of the DP is measured using an exemplary manometer installed at the wellhead. Then, the inverse ratio DTH and Afy is calculated. Packing is completed when the reliability criterion is set to DR, / DRT within 0.9-1.6. These limits were found experimentally.
Пример (относитс к скважине №743 Федоровского месторождени Тюменской области) Необходимые параметры скважины и бурового раствора,закачиваемого в обсадную колонну, приведены ниже: D 214 мм; d 168,3 мм (пакер ПГП-158); 5 8 мм; I - 1,18 м; ft 4,3-10 МПа ;An example (relates to well No. 743 of the Fedorovskoye field of the Tyumen region) The necessary parameters of the well and drilling fluid pumped into the casing string are as follows: D 214 mm; d 168.3 mm (packer ПГП-158); 5 8 mm; I - 1.18 m; ft 4.3-10 MPa;
V 44,2 м°.V 44.2 m °.
Сначала определ ли ДРТ по формулеFirst, it is determined if the formula is
(4):(four):
4545
Дрт 1(0.214 -0.016 )2 - 0,16832 7Г 1,18 Drt 1 (0.214 -0.016) 2 - 0.16832 7G 1.18
4 4,3 104 4.3 10
442442
-0,503 МПа.-0,503 MPa.
После спуска и установки пакера в сква- жине на заданной глубине закачивали в обсадную колонну буровой раствор под избыточным давлением до фиксировани момента Стоп. При давлении 15 МПа произошло скачкообразное снижение давлени закачки на величину AR 0,55 МПа, котора была измерена с помощью образцового манометра, установленного на цементировойной головке. Это снижение давлени свидетельствовало о срабатывании пакера.After descending and installing the packer in the well at a predetermined depth, the drilling fluid was pumped into the casing under overpressure until the stop moment was fixed. At a pressure of 15 MPa, there was an abrupt decrease in injection pressure of an AR value of 0.55 MPa, which was measured using an exemplary manometer installed on a cement head. This decrease in pressure indicated that the packer was triggered.
Вычислили критерий надежности /ДРт, который оказалс равным AR 0.55 ЗГРТ 0,503Calculate the reliability criterion / DRT, which turned out to be equal to AR 0.55 ЗГРТ 0,503
1.09.1.09.
ЛР Так как критерий д ру находилс Ё LR Since the criterion d ru was found
пределах 0,9-1,6, пакеровку закончили (с высокой степенью надежности, котора подтвердилась в период эксплуатации скважины ).within the limits of 0.9-1.6, the packing was completed (with a high degree of reliability, which was confirmed during the well operation period).
дd
1515
Claims (1)
Priority Applications (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
SU904787983A SU1758206A1 (en) | 1990-02-01 | 1990-02-01 | Method of checking operation of hydraulic packer |
Applications Claiming Priority (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
SU904787983A SU1758206A1 (en) | 1990-02-01 | 1990-02-01 | Method of checking operation of hydraulic packer |
Publications (1)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
SU1758206A1 true SU1758206A1 (en) | 1992-08-30 |
Family
ID=21494406
Family Applications (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
SU904787983A SU1758206A1 (en) | 1990-02-01 | 1990-02-01 | Method of checking operation of hydraulic packer |
Country Status (1)
Country | Link |
---|---|
SU (1) | SU1758206A1 (en) |
-
1990
- 1990-02-01 SU SU904787983A patent/SU1758206A1/en active
Non-Patent Citations (1)
Title |
---|
Авторское свидетельство СССР № 369245, кл. Е 21 В 33/12, 1971. Авторское свидетельство СССР № 1467158. кл. Е 21 В 33/12, 1985. * |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
US4372380A (en) | Method for determination of fracture closure pressure | |
NL8102909A (en) | MULTI-STAGE CEMENTER AND INFLATABLE SHAFT GASKET. | |
US10344558B2 (en) | Systems and method for reverse cementing | |
CN109577956B (en) | Stratum respiratory effect simulation device and method | |
SU926238A1 (en) | Hydraulic packer | |
SU1758206A1 (en) | Method of checking operation of hydraulic packer | |
US3355939A (en) | Apparatus for measuring the difference between hydrostatic and formation pressure ina borehole | |
RU1789662C (en) | Method for placing cement bridging plugs in wells with lost circulation | |
SU1465582A1 (en) | Method of cementing large-diameter casings | |
SU1201486A1 (en) | Apparatus for restoring fluid-tightness of threaded joints of pipes in a hole | |
SU1469110A1 (en) | Method of determining well parameters | |
US11313190B2 (en) | Electric set tieback anchor via pressure cycles | |
US20240102358A1 (en) | Controlling a wellbore pressure | |
SU138551A1 (en) | Device for testing casing tightness | |
SU1006723A1 (en) | Device for plugging wells | |
RU1774990C (en) | Method of testing bed with anomalously high bed pressure and device therefor | |
US3171481A (en) | Method of multiple string open hole cementing including the step of sealing off the annulus | |
SU1002525A1 (en) | Apparatus for stepwise cementing of wells | |
SU1668638A1 (en) | Method of casing cementing and relevant device | |
SU1620599A1 (en) | Method of monitoring the running of drill pipe string into hole | |
SU581247A1 (en) | Apparatus for subjecting a stratum to permanent depression | |
RU1809006C (en) | Method for well liquid dynamic level control | |
SU713998A1 (en) | Formation investigating method | |
SU1317093A1 (en) | Safety device | |
SU825854A1 (en) | Device for disconnecting cased wells |