SU1760083A1

SU1760083A1 - Packer

Info

Publication number: SU1760083A1
Application number: SU894677614A
Authority: SU
Inventors: Владимир Романович Радковский; Абдулла Закирович Субаев; Анатолий Викторович Дитковский; Иван Александрович Власов; Гасан Аслам-Оглы Кадиров
Priority date: 1989-03-06
Filing date: 1989-03-06
Publication date: 1992-09-07

Abstract

Изобретение относитс к буровой технике , а именно к устройствам дл опрессов- ки в скважине обсадной колонны с противовыбросовымоборудованием, Цель - повышение надежности работы па- кера при опрессовке обсадной колонны и облегчение извлечени его из скважины. Дл этого пакер, св занный посредством резьбового соединени с колонной бурильных труб 1, содержит ствол 2 с осевой полостью 3, кожухом 4 и нижней опорой 5. На стволе 2 между нижней опорой 5 и кожухом 4 последовательно установлены уплотни- тельный элемент 6, верхн опора 7, поршень 8 с толкателем, опирающимс своим нижним торцом на верхнюю опору 7. и плавающей частью 9, размещенный в кольцевой полости, образованной внутренней поверхностью кожуха 4 и наружной поверхностью ствола 2. Пружина 10 установлена между буртом кожуха 4 и буртом поршн 8 дл поджати последнего вверх к плавающей части 9. В средней части полости 3 ствола 2 установлена кольцева поршнева втулка 11 с седлом в верхней части под бросовый запорный орган в виде шара 12,наружной кольцевой проточкой дл размещени в ней внутренних концов стопоров 13,подвижно установленных в каналах ствола, и срезными ножами 14 в нижней части. В стволе 2 выполнены радиальные каналы 15 дл сообщени полости 3 с над- поршневой полостью, каналы дл размещени в них стопоров 13 и радиальные каналы дл размещени в них узлов креплени 16 срезных элементов 17. При создании в трубном пространстве избыточного давлени промывочна жидкость через каналы 15 воздействует на плавающую часть 9 поршк 8, перемещает его с толкателем и расшир ет уплотнительный элемент. Стопоры 3 вход т в проточки поршн под стопоры, фиксиру толкатель и уплотнительный элемент 6 от перемещени вверх. После этого создают спрессовочное давление. 2 ил. сл С Ч О О О 00 ыThe invention relates to a drilling technique, namely, devices for crimping a casing string with a blowout prevention equipment in a well, the purpose of which is to increase the reliability of the pack when pressing a casing string and to facilitate its removal from the well. For this, the packer, connected by means of a threaded connection to the drill string 1, comprises a barrel 2 with an axial cavity 3, a housing 4 and a lower support 5. On the barrel 2 between the lower support 5 and the housing 4, a sealing element 6 is installed in series 7, a piston 8 with a pusher resting with its lower end on the upper support 7. and a floating part 9 placed in an annular cavity formed by the inner surface of the casing 4 and the outer surface of the barrel 2. A spring 10 is installed between the collar of the casing 4 and the collar of the piston 8 d push the latter up to the floating part 9. In the middle part of the cavity 3 of the barrel 2 there is an annular piston bushing 11 with a saddle in the upper part for a dump valve in the form of a ball 12, an external annular groove for accommodating the inner ends of the stoppers 13 movably installed in the channels trunk, and shear knives 14 at the bottom. The barrel 2 has radial channels 15 for communicating the cavity 3 with the supra-piston cavity, channels for placing the stoppers 13 therein and radial channels for placing the attachment points 16 of the shear elements 17 in them. When an overpressure is created in the tube space, the flushing fluid through the channels 15 acts on the floating part 9 of the piston 8, moves it with the pusher and expands the sealing element. The stoppers 3 enter the grooves of the piston under the stoppers, locking the pusher and the sealing element 6 from moving upwards. After that create compressed pressure. 2 Il. S S H O O O 00

Description

Изобретение относитс к буровой технике а именно к устройствам дл опрессов- ки в скважине обсадной колонны с противовыбросовым оборудованиемThe invention relates to a drilling technique, namely, devices for pressure testing in a well casing with blowout equipment.

Известен пакер содержащий ствол с центральным осевым каналов и стопорами, надпакерное пространство которого сообщаетс с трубным пространствомA known packer containing a barrel with central axial channels and stoppers, the supra-packer space of which communicates with the tubular space.

Пакер не обеспечивает надежной работы при опрессовке обсадной колонны.The packer does not provide reliable operation when pressing the casing.

Известен также пакер, содержащий св занный с колонной труб ствол с радиальными каналами, между которыми размещен уплотнительный элемент с экранами в виде секторов, установленными с возможностью радиального перемещени и перекрыти друг друга, кожух, концентрично уста новленный на корпусе и образующий с ним кольцевую полость, расположенный в кольцевой полости кожуха поршень с толкателем , образующий со стволом и кожухом надпоршневую полость, св занную ради- альным каналом с полостью ствола и под- поршневую полость, гидравлически св занную с затрубным пространством, размещен ную в полости ствола втулку с сед- лом подброссовый запорный орган, срез- ной элемент и стопор дл фиксации уплотнительного элемента в сжатом состо нии .Also known is a packer containing a barrel connected to a column pipe with radial channels, between which a sealing element is placed with screens in the form of sectors installed with the possibility of radial movement and overlapping each other, a casing concentrically mounted on the body and forming an annular cavity with it, a piston with a pusher located in the annular cavity of the casing, forming a piston-shaped cavity with the barrel and casing, connected by a radial bore with the barrel cavity and a sub-piston cavity, hydraulically connected with a annulus, a sleeve with a saddle, placed in the barrel cavity, with a saddle block, a shear element and a stopper for fixing the sealing element in a compressed state.

Пакер также не обеспечивает надежной работы при опрессовке осадной колонны, поскольку не обеспечивает отсутствие избыточного давлени в трубном канале и над пакером и извлечение его затруднено.The packer also does not provide reliable operation when pressing a siege column, since it does not ensure the absence of excessive pressure in the tube channel and above the packer and its removal is difficult.

Целью изобретени вл етс повышение надежности работы пакера при опрес- совке осадной колонны и облегчение извлечени его из скважины. Поставленна цель достигаетс тем, что пакер снабжен обратным клапаном и пружиной, поршень подпружинен посредством последней отно- сительно кожуха и выполнен составным с верхней плавающей частью, а в нижней части кожуха выполнены каналы дл гидравлической св зч подпоршневой полости с полостью между част ми поршн , ствол над и под радиальными каналами имеет дополнительные каналы дл размещени соответственно обратного клапана и стопоров, при этом втулка и толкатель имеют кольцевые проточки под стопоры, которые установле- ны в каналах ствола подвижно, обратный клапан сообщает кольцевую полость над плавающей частью с внутритрубным пространством , а срезной элемент размещен под втулкой,The aim of the invention is to increase the reliability of the packer operation when compressing the siege column and facilitate its removal from the well. The goal is achieved by the fact that the packer is equipped with a check valve and a spring, the piston is spring-loaded through the latter relative to the casing and made integral with the upper floating part, and in the lower part of the casing there are channels for hydraulic coupling of the piston cavity to the cavity above and below the radial channels has additional channels to accommodate a check valve and stoppers, respectively, while the sleeve and the plunger have annular grooves under the stoppers that are installed in the channels the barrel is movable, the check valve communicates the annular cavity above the floating part with the inner tube space, and the shear element is placed under the sleeve,

На фиг. 1 изображен пакер - продольный разрез,1 лева половина в исходном положении пакера, права - в рабочем.FIG. 1 shows the packer - a longitudinal section, 1 left half in the initial position of the packer, the right - in the working.

На фиг. 2 - защитные экраны уплотни- тсльных элементов.FIG. 2 - protective shields of sealing elements.

Пакер, св занный посредством резьбового соединени с колонной бурильныхтрубA packer connected by means of a threaded connection to a drill string

1,содержит ствол 2 с осевой полостью 3, кожухом 4 и нижней опорой 5. На стволе 2 между нижней опорой 5 и кожухом А после- довательно установлены уплотнительный элемент 6, верхн опора 7, кольцевой поршень 8 с толкателем, опирающимс своим нижним торцом на верхнюю опору 7, имею- щий верхнюю плавающую часть 9, размещенный в кольцевой полости, образованной внутренней поверхностью кожуха 4 и наружной поверхностью ствола1, comprises a barrel 2 with an axial cavity 3, a housing 4 and a lower support 5. On the trunk 2 between the lower support 5 and the housing A, a sealing element 6, an upper support 7, an annular piston 8 with a pusher supported by its lower end are mounted upper support 7, having an upper floating part 9, placed in an annular cavity formed by the inner surface of the casing 4 and the outer surface of the trunk

2.Пружина 10 установлена между буртом кожуха 4 и поршнем 8 дл поджати последнего вверх к его плавающей части 9. В средней части полости 3 ствола 2 установлена кольцева поршнева втулка 11 с седлом в верхней части под бросовый запорный орган в виде шара 12, наружной кольцевой проточкой дл размещени в ней внутренних концов стопоров 13 в исходном положении пакер, и срезными ножами 14 в нижней части, В стволе 2 выполнены радиальные каналы 15 дл сообщени полости 3 с надпоршневой полостью, каналы дл размещени в них стопоров 13, и радиальные каналы дл размещени в них узлов креплени 16 срезных элементов 17,2. The spring 10 is installed between the collar of the casing 4 and the piston 8 to press the latter upward to its floating part 9. In the middle part of the cavity 3 of the barrel 2 there is an annular piston bushing 11 with a saddle in the upper part under the reject valve in the form of a ball 12, the outer annular a groove for accommodating the inner ends of the stoppers 13 in the initial position of the packer, and shearing blades 14 in the lower part, In the barrel 2 there are radial channels 15 for communicating cavity 3 with a piston cavity, channels for accommodating the stoppers 13, and radial channels for placing in them the attachment points 16 shear elements 17,

В верхней части ствола 2 выполнен дополнительный канал дл сообщени надпоршневой полости с трубным пространством бурильной колонны 1. В этом канале размещен обратный клапан 18.An additional channel is made in the upper part of the barrel 2 for communicating the over-piston cavity with the tubing space of the drill string 1. A check valve 18 is placed in this channel.

На внутренней поверхности поршн 8 выполнена кольцева проточка дл размещени в ней наружных концов стопоров 13 в рабочем положении пакера. Уплотнительный элемент б выполнен из чередующихс кольцевых элементов 19 различной твердости , причем крайние элементы имеют повышенную твердость и снабжены шторными защитными экранами 20,An annular groove is made on the inner surface of the piston 8 to accommodate the outer ends of the stoppers 13 in the working position of the packer. The sealing element b is made of alternating ring elements 19 of different hardness, and the extreme elements have increased hardness and are equipped with curtain guards 20,

Полость 3 ствола 2 снизу закрыта решеткой 21. Плавающа часть 9 поршн , втулка 11, узлы креплени 16 срезных элементов 17 снабжены уплотнительными кольцами 22.The cavity 3 of the barrel 2 is closed from the bottom by the grille 21. The floating part 9 of the piston, the sleeve 11, the attachment points 16 of the shear elements 17 are provided with sealing rings 22.

Пакер работает следующим образом.Packer works as follows.

Дл проведени опрессовки пакер спускают в обсаженную скважину до заданной глубины на бурильных трубах 1. При этом промывочна жидкость, наход ща с в скважине, через решетку 21 поступает в полость 3 ствола 2 пакера и, отжима шар 12 от седла кольцевой поршневой втулки 11 вверх, поступает в трубное пространство бурильной колонны 1 и заполн ет его. После этого насосным агрегатом создают в трубном пространстве бурильной колонны 1 определенное избыточное давление. При этом промывочна жидкость под давлением поступает через каналы 15 в надпоршневую полость между стволом 2 и кожухом 4, и воздействует на плавающую часть 9 поршн , перемеща ее вниз, Движение 9 передаетс поршню 9 с толкателем и верхней опоре 7, котора распирает кольцевой уплотнительный элемент 6 между собой и ниж- ней опорой 5, в результате чего осуществл етс герметизаци кольцевого зазора между стволом 2 и обсадной колонной . При этом шторные защитные экраны 20 крайних кольцевых элементов 19 уплотнительного элемента 6 скольз т по конинеским поверхност м верхней 7 и нижней 5 опор, перемеща сь к стенке обсадной колонны , закрывают выступающие торцы кольцевого уплотнительного элемента 6, создава ему благопри тные услови работы в замкнутом пространстве. Одновременно с воздействием на кольцевую плавающую часть 9, промывочна жидкость под давлением воздействует на кольцевую поршневую втулку 11, герметично закрытую сверху шаром 12, стрем сь переместить ее вниз. Перемещению втулки 11 вниз преп тствуют стопоры 13, размещенные своими внутренними концами в наружной кольцевой проточке втулки 11. Под воздействием усили втулки 11 стопоры 13 стрем тс переместитьс в радиальных каналах ствола 2 в направлении от оси пакера и упираютс наружными торцами во внутреннюю поверхность поршн 8 с толкателем. При полной распакеровке кольцевого уплотнительного элемента 6 поршень 8 в результате его перемещени вниз разместитс своей внутренней проточкой против стопоров 13, которые войдут наружными концами в проточку и освобод т канал полости 3 ствола 2 дл перемещени втулки 11 вниз. Перемеща сь вниз, поршнева втулка 11 зафиксирует своей наружной поверхностью стопоры 13 от обратного перемещени , которые в свою очередь зафиксируют поршень 8 с толкателем от перемещени вверх. При дальнейшем движении вниз поршнева втулка 11 упретс срезными ножами 14 в срезные элементы 17 и остановитс . Затем сбрасывают давление в трубном пространстве бурильной колонны 1, так как уплотнительный элемент 6 механически зафиксирован в распакерованном положении .To perform the crimping, the packer is lowered into the cased well to a predetermined depth on the drill pipes 1. At the same time, the flushing fluid in the well, through the grid 21, enters the cavity 3 of the barrel 2 of the packer and, pressing the ball 12 from the saddle of the annular piston sleeve 11 upwards enters the tube space of the drill string 1 and fills it. After that, the pump unit creates in the pipe space of the drill string 1 a certain excess pressure. The flushing fluid under pressure flows through the channels 15 into the piston cavity between the barrel 2 and the casing 4, and acts on the floating part 9 of the piston, moving it downwards. The movement 9 is transmitted to the piston 9 with the pusher and the upper support 7, which tears the ring sealing element 6 between itself and the bottom support 5, as a result of which the annular gap between the barrel 2 and the casing is sealed. At the same time, the curtain protection screens 20 of the outermost annular elements 19 of the sealing element 6 slide along the horse surfaces of the upper 7 and lower 5 supports, moving towards the wall of the casing, closing the protruding ends of the annular sealing element 6, creating favorable conditions for working in a confined space . Simultaneously with the impact on the annular floating part 9, the washing liquid under pressure acts on the annular piston bushing 11, which is hermetically closed from above by the ball 12, tends to move it down. Downsides 11 are prevented from moving downward by stoppers 13 placed with their inner ends in the outer annular groove of sleeve 11. Due to the force of the sleeves 11, stoppers 13 tend to move in the radial channels of the barrel 2 in the direction from the packer axis and abut the outer ends against the inner surface of the piston 8 s pusher. When fully unpacking the annular sealing element 6, the piston 8 as a result of its downward movement will be placed with its internal groove against the stoppers 13, which will enter with the external ends into the groove and free the channel of the cavity 3 of the barrel 2 to move the sleeve 11 down. Moving down, the piston bushing 11 will secure with its outer surface the stoppers 13 against reverse movement, which in turn will fix the piston 8 with the pusher against upward movement. Upon further downward movement, the piston bushing 11 resists the shear knives 14 to the shear elements 17 and stops. Then, the pressure in the pipe space of the drill string 1 is relieved, since the sealing element 6 is mechanically fixed in the unpacked position.

После этого закрывают ПВО и создают в обсаженной скважине опрессовочное давление , выдержива его необходимое врем . При этом промывочна жидкость под давлением поступает в подпоршневую полость между стволом 2 и кожухом 4, и воздействует на плавающую часть 9 поршн , перемеща ее вверх до упора. Слив промывочной жидкости из надпоршневой полости осуществл етс через каналы 15 в полость 3, а после того как уплотнительные кольца 22 плавающей части 9 перекроют каналы 15,- через обратный клапан 18 в трубное пространство бурильной колонны 1. При превышении давлени промывочной жидкости в трубном пространстве над давлением в надпоршневой полости обратный клапан 18 закрываетс .After that, the air defense system is closed, and an opressovoy pressure is created in the cased well, maintaining its required time. When this flushing fluid under pressure enters the sub-piston cavity between the barrel 2 and the casing 4, and acts on the floating part 9 of the piston, moving it up to the stop. The flushing fluid is drained from the over-piston cavity through the channels 15 into the cavity 3, and after the sealing rings 22 of the floating part 9 block the channels 15, through the non-return valve 18 into the tubing space of the drill string 1. When the pressure of the flushing fluid in the tube space exceeds pressure in the piston cavity, the check valve 18 is closed.

При негерметичности пакера избыток промывочной жидкости будет поступать изIf a packer leaks, excess washing liquid will flow from

полости обсаженной скважины под пакер. а затем через решетку 21, полость 3 ствола 2, кольцевую поршневую втулку 11, отжима при этом шар 12 от седла втулки 11 вверх, вcased hole cavity under the packer. and then through the grille 21, the cavity 3 of the barrel 2, the annular piston sleeve 11, while pressing the ball 12 from the saddle of the sleeve 11 upward,

трубное пространство бурильной колонны 1. Так осуществл етс контроль за работой пакера.tubing space of the drill string 1. This is how the packer is monitored.

По окончании опрессовки сбрасывают давление в обсаженной колонне и создаютAt the end of the crimp relieve pressure in the cased column and create

0 в трубном пространстве бурильной колонны 1 определенное избыточное давление, величина которого превышает величину давлени срабатывани пэкера, При этом давлении усилие на кольцевую поршневую0 in the piping space of the drill string 1, a certain overpressure, the value of which exceeds the value of the action pressure of the packer. At this pressure, the force on the annular piston

5 втулку 11, герметично закрытую сверху шаром 12, достигает величины срезки элементов 17 срезными ножами 14. После срезки срезных элементов 7 поршнева втулка 11 перемещаетс по каналу полости 3 ствола 25, the sleeve 11, which is hermetically sealed at the top by the ball 12, reaches the cut-off value of the elements 17 with shear knives 14. After cutting the shear elements 7, the piston sleeve 11 moves along the channel of the cavity 3 of the barrel 2

0 вниз, попадает в ее расширенную часть и падает с шаром 12 на решетку 21.0 down, falls into its extended part and falls with the ball 12 onto the grid 21.

При этом стопоры 13 освобождаютс дл перемещени в направлении к оси пакера . Под действием усили пружины 10 тол5 катель 8 воздействует на наклонные участки наружных концов стопоров 13, размещенных во внутренней кольцевой проточке пор- шн 8, и перемещает стопоры 13 в радиальных каналах ствола 2 в направленииIn this case, the stoppers 13 are released to move in the direction of the packer axis. Under the action of the force of the spring 10, the thrustor 8 acts on the inclined sections of the outer ends of the stoppers 13 located in the inner annular groove of the piston 8, and moves the stoppers 13 in the radial channels of the barrel 2 in the direction of

0 к оси пакера. Под действием усили пружины 10 поршень 8 перемещаетс вверх к плавающей части 9 поршн . Под действием внутренних упругих сил уплотнительный элемент б примет исходную форму, переме5 стит верхнюю опору 7 вверх, освобожда пакер дл извлечени из скважины.0 to the packer axis. Under the action of the force of the spring 10, the piston 8 moves upwards towards the floating part 9 of the piston. Under the action of internal elastic forces, the sealing element b will take on its original shape, displacing the upper support 7 upward, freeing the packer to be removed from the well.

Дл повторного применени пакера привод т его элементы в исходное положение , а срезные элементы 17 замен ют но0 выми.For reuse, the packer is brought to its original position, and the shear elements 17 are replaced by new ones.

Claims

Claims of the Invention A packer containing a barrel with radial channels connected to a column of pipes, installed on the trunk of an upper and lower 5th support, between which is placed a sealing element with shields in the form of sectors installed with the possibility of radial movement and overlapping each other, a casing that is centrifugally mounted on the housing and forming with it an annular cavity, a piston with a pusher located in the annular cavity of the casing, which forms a piston cavity with the barrel and the casing connected by a radial channel with a cavity trunk, and a piston cavity, hydraulically connected with the annular space, a sleeve with a saddle for a dump valve body placed in the barrel cavity, a shear element and a stopper for fixing the sealing element in a compressed state, which is increase the reliability of the packer when compaction casing and facilitate its removal from the well, the packer is equipped with a check valve and spring, the piston is spring-loaded through the latter relative to the casing and made integral with the upper floating part And in the lower part of the housing has channels for fluid communication with the cavity subpiston

the cavity between parts of the piston, the barrel above and below the radial channels has additional channels for accommodating a check valve and stoppers, respectively, while the sleeve and piston have annular grooves under the stoppers that are movably mounted in the bore, the check valve communicates the annular cavity above the floating part of the piston with the internal space, and the shear element is placed under the sleeve.

18

flaxep

FIG. 2