RU2101461C1

RU2101461C1 - Packer

Info

Publication number: RU2101461C1
Application number: RU96104886A
Authority: RU
Inventors: Мирсат Мирсалимович Нагуманов; Тамара Шакировна Нагуманова; Марат Мирсатович Нагуманов
Original assignee: Мирсат Мирсалимович Нагуманов; Тамара Шакировна Нагуманова; Марат Мирсатович Нагуманов
Priority date: 1996-03-12
Filing date: 1996-03-12
Publication date: 1998-01-10

Abstract

FIELD: oil and gas production industry. SUBSTANCE: this relates to packers combined with anchor of multiple action. Packer has rod with slot. Mounted on rod are sealing member, upper and lower anchoring units, and cones with inner protrusion. They are located respectively above and under sealing member. Lower anchoring unit carries detent and adapter. Secured on upper end of rod is adapter. Part of rod is provided with upper and lower protrusions and is located inside upper cone. It is made with additional inner protrusion which interacts with lower protrusion of rod. Located between upper protrusion of rod and additional protrusion of upper cone is spring. Distance between lower protrusion of rod and additional protrusion of upper cone is not less than distance of movement of upper cone to point at which slips of upper anchoring unit engage lower end of adapter. EFFECT: high efficiency. 3 dwg

Description

Изобретение относится к области нефтегазодобывающей промышленности, а именно к пакеру, совмещенному с якорем многократного действия, воспринимающему усилие от перепада давлений, направленного как вниз,так и вверх. The invention relates to the field of the oil and gas industry, namely to a packer combined with an anchor of repeated action, perceiving the force from a pressure drop directed both down and up.

Известен пакер типа ПН-ЯМ, состоящий из уплотнительного, заякоривающего и фиксирующего устройств [1]
Для посадки пакера колонну труб вместе с пакером сначала приподнимают, а затем поворотом вправо с одновременным спуском выводят палец из фигурного паза. Шток с пальцем перемещаются вниз относительно якорного узла. В результате плашки раздвигаются до зацепления с обсадной колонной. При дальнейшем опускании штока пакера уплотнительный элемент сжимается и прижимается к стенке обсадной колонны.Known packer type PN-NM, consisting of sealing, anchoring and fixing devices [1]
To fit the packer, the pipe string together with the packer is first lifted, and then a finger is removed from the figured groove by turning to the right with simultaneous descent. The stem with a finger moves down relative to the anchor assembly. As a result, the dies slide apart to engage the casing. With further lowering of the packer rod, the sealing element is compressed and pressed against the casing wall.

В предложенном устройстве герметичность затрубного пространства обеспечивается только за счет осевой сжимающей нагрузки от массы колонны подъемных труб. In the proposed device, the tightness of the annulus is ensured only due to the axial compressive load from the mass of the column of lifting pipes.

Однако при использовании этого устройства, если при создании избыточного давления под пакером вес труб недостаточен для удержания пакера, колонна труб с пакером будет перемещаться вверх на значительное расстояние (до нескольких метров), что приведет к чрезмерному изгибу колонны труб над пакером, а устьевое оборудование будет воспринимать большую сжимающую нагрузку, направленную снизу вверх. However, when using this device, if when creating excessive pressure under the packer, the weight of the pipes is insufficient to hold the packer, the pipe string with the packer will move up a considerable distance (up to several meters), which will lead to excessive bending of the pipe string above the packer, and the wellhead equipment will to perceive a large compressive load directed from the bottom up.

При использовании этого пакера для предотвращения перемещения колонны со скважинным оборудованием вверх может быть использован якорь гидравлический типа ЯГ1 [2]
Якорь устанавливают над пакером.When using this packer to prevent the movement of the column with the downhole equipment up, a hydraulic anchor type YaG1 can be used [2]
An anchor is installed over the packer.

После пакеровки скважины и создания избыточного давления внутри колонны круглые плашки перемещаются в радиальном направлении и зацепляются за стенки обсадной колонны. В результате обеспечивается удержание колонны труб с пакером от вертикального перемещения вверх. After packing the well and creating excess pressure inside the casing, round dies move in the radial direction and engage on the walls of the casing. The result is the retention of the pipe string with the packer from vertical upward movement.

Предложенный пакер ПН-ЯМ совместно с гидравлическим якорем ЯГ1 может быть использован в скважинных условиях многократно. The proposed packer PN-NM together with the hydraulic anchor YAG1 can be used repeatedly in downhole conditions.

Однако в процессе закачки в трубы различных реагентов плашки гидравлического якоря, передвигаясь в корпусе в радиальном направлении, открывают доступ к попаданию во внутрь каждого гнезда абразивных реагентов, например песка или кислоты. Поэтому внутренние части каждого гнезда, имеющие точно обработанную поверхность под герметичное уплотнение, оказываются под воздействием сильной струи закачиваемого реагента. В результате этого поверхности гнезд быстро изнашиваются, что приводит к нарушению герметичности уплотнения плашек. Поэтому это оборудование не может быть использовано для длительной эксплуатации. Кроме того, изготовление корпуса и плашек гидравлического якоря с точно обработанными поверхностями под уплотнительные кольца технологически затруднительно. However, during the injection of various reagents into the pipes, the dies of the hydraulic armature, moving in the body in the radial direction, open up access to the inside of each socket of abrasive reagents, such as sand or acid. Therefore, the internal parts of each socket, having a precisely machined surface under a tight seal, are exposed to a strong jet of injected reagent. As a result, the surface of the nests wear out quickly, which leads to a violation of the tightness of the seal dies. Therefore, this equipment cannot be used for long-term operation. In addition, the manufacture of a housing and dies of a hydraulic armature with precisely machined surfaces for O-rings is technologically difficult.

Далее при использовании пакера типа ПН-ЯМ для удержания колонны с пакером от перемещения вверх может быть использован также якорь типа ЯГ [3] Якорь состоит из заякоривающего устройства и гидроцилиндра. Якорь устанавливают над пакером. При создании избыточного давления внутри колонны труб жидкость воздействует на поршень и после среза винтов перемещает плашки с плашкодержателем вверх. Плашки, натягиваясь на конус, раздвигаются радиально и заякориваются за эксплуатационную колонну. Further, when using a PN-NM type packer, an anchor of the YAG type can also be used to keep the column with the packer from moving upward [3]. The anchor consists of an anchor device and a hydraulic cylinder. An anchor is installed over the packer. When creating excess pressure inside the pipe string, the fluid acts on the piston and, after cutting the screws, moves the dies with the ram holder up. Dies, stretching on a cone, move apart radially and anchor behind the production casing.

Однако гидроцилиндр с точно обработанными поверхностями под уплотнительные кольца может подвергаться коррозии и выходить из строя. Поэтому этот якорь не может быть использован для длительной эксплуатации. Кроме того, конструктивно удерживающее усилие этого якоря зависит не только от величины создаваемого внутритрубного давления, но и от площади поперечного сечения гидроцилиндра, которая имеет небольшую площадь. Якорь рассчитан на небольшой перепад давления (21 МПа) и не обеспечивает удержание колонны труб от перемещения вверх при гидравлическом разрыве пласта с большими перепадами давления (40-100 МПа). However, a hydraulic cylinder with precisely machined sealing ring surfaces can corrode and fail. Therefore, this anchor cannot be used for long-term operation. In addition, the structurally holding force of this armature depends not only on the magnitude of the generated in-pipe pressure, but also on the cross-sectional area of the hydraulic cylinder, which has a small area. The anchor is designed for a small pressure drop (21 MPa) and does not provide retention of the pipe string from moving upward during hydraulic fracturing with large pressure drops (40-100 MPa).

По вышеуказанным причинам практическое применение предложенного оборудования ограничено. For the above reasons, the practical application of the proposed equipment is limited.

Цель изобретения повышение надежности работы в скважине и облегчение технологии изготовления пакера. The purpose of the invention is to increase the reliability of work in the well and facilitate the manufacturing technology of the packer.

Достигается это тем, что в пакере,содержащем шток с пазом, установленные на штоке уплотнительный элемент, верхний и нижний заякоривающие узлы, конусы с внутренним выступом, размещенные соответственно над и под уплотнительным элементом, фиксатор, установленный в нижнем заякоривающем узле, и переводник, закрепленный на верхнем конце штока, часть штока выполнена с верхним и нижним выступами и размещена внутри верхнего конуса, который выполнен с дополнительным внутренним выступом, находящимся во взаимодействии с нижним выступом штока,и прижата пружиной, размещенной между верхним выступом штока и дополнительным выступом верхнего конуса, при этом расстояние между нижним выступом штока и дополнительным выступом верхнего конуса составляет не менее расстояния перемещения верхнего конуса до зацепления плашек верхнего заякоривающего узла со стенкой скважины и не более расстояния от верхнего торца корпуса верхнего заякоривающего узла до нижнего торца переводника (т.е. H₃≥H₁≥H₂).This is achieved by the fact that in the packer containing the stem with a groove, a sealing element mounted on the rod, upper and lower anchor units, cones with an internal protrusion located respectively above and below the sealing element, a latch installed in the lower anchor unit, and an adapter fixed at the upper end of the rod, a part of the rod is made with upper and lower protrusions and is placed inside the upper cone, which is made with an additional internal protrusion that interacts with the lower protrusion of the rod, and when the spring is located between the upper protrusion of the rod and the additional protrusion of the upper cone, while the distance between the lower protrusion of the rod and the additional protrusion of the upper cone is not less than the distance of movement of the upper cone to the engagement of the dies of the upper anchor assembly with the wall of the well and not more than the distance from the upper end of the body the upper anchor node to the lower end of the sub (i.e., H ₃ ≥H ₁ ≥H ₂ ).

Существенным отличием заявленного решения от известных является то, что часть штока выполнена с верхним и нижним выступами и размещена внутри верхнего конуса, который выполнен с дополнительным внутренним выступом, находящимся во взаимодействии с нижним выступом штока и прижата пружиной, размещенной между верхним выступом штока и дополнительным выступом верхнего конуса, при этом расстояние между нижним выступом штока и дополнительным выступом верхнего конуса составляет не менее расстояния перемещения верхнего конуса до зацепления плашек верхнего заякоривающего узла со стенкой скважины и не более расстояния от верхнего торца корпуса верхнего заякоривающего узла до нижнего торца переводника. A significant difference between the claimed solutions and the known ones is that a part of the rod is made with upper and lower protrusions and is placed inside the upper cone, which is made with an additional internal protrusion that is in cooperation with the lower protrusion of the rod and is pressed by a spring placed between the upper protrusion of the rod and the additional protrusion the upper cone, while the distance between the lower protrusion of the rod and the additional protrusion of the upper cone is not less than the distance of movement of the upper cone to mesh The upper anchor node with the wall of the well and not more than the distance from the upper end of the upper anchor node body to the lower end of the sub.

На фиг. 1 изображен пакер в исходном положении; на фиг.2 то же,после пакеровки скважины и зацепления плашек нижнего заякоривающего узла со стенкой скважины; на фиг. 3 -то же,после пакеровки скважины и зацепления плашек верхнего заякоривающего узла со стенкой скважины. In FIG. 1 shows the packer in the initial position; figure 2 the same, after packing the well and meshing the dies of the lower anchor node with the wall of the well; in FIG. 3 - the same, after packing the well and meshing the dies of the upper anchor assembly with the wall of the well.

Пакер включает жестко соединенные друг с другом штоки 1 и 2, установленный на штоке уплотнительный элемент 3. Над и под уплотнительным элементом установлены верхний 4 и нижний конус 5 соответственно с внутренним выступами 6 и 7. Над и под уплотнительным элементом размещены также верхний 8 и нижний 9 заякоривающие узлы с возможностью свободного осевого перемещения относительно штоков. The packer includes rods 1 and 2 rigidly connected to each other, a sealing element 3 mounted on the rod. Above and below the sealing element, an upper 4 and lower cone 5 are installed with internal protrusions 6 and 7. The upper 8 and lower are also located above and below the sealing element 9 anchor nodes with the possibility of free axial movement relative to the rods.

В корпусах 10 и 11 якорных узлов размещены центраторы 12, прижатые в радиальном направлении к корпусам с помощью пружин 13. В нижней части корпуса 10 и верхней части корпуса 11 якорных узлов установлены прижатые во внутрь с помощью пружины 14 плашки 15. К верхнему концу штока 1 навернут переводник 16. Centralizers 12 are placed in the housings 10 and 11 of the anchor assemblies, radially pressed to the housings by means of springs 13. In the lower part of the housing 10 and the upper part of the housing 11 of the anchor assemblies are mounted pressed inward using the spring 14 of the die 15. To the upper end of the rod 1 screw sub 16.

Часть штока 1 выполнена с верхним 17 и нижним 18 выступами и размещена внутри верхнего конуса 4, который выполнен с дополнительным внутренним выступом 19, находящимся во взаимодействии с нижним выступом 18 штока 1 и прижата пружиной 20, размещенной между верхним выступом 17 штока 1 и дополнительным выступом 19 верхнего конуса 4, при этом расстояние (H₁) между нижним выступом 18 штока 1 и дополнительным выступом 19 верхнего конуса 4 составляет не менее расстояния перемещения (H₂) верхнего конуса 4 до зацепления плашек 15 верхнего заякоривающего узла 8 со стенкой скважины и не более расстояния (H₃) от верхнего торца корпуса 10 верхнего заякоривающего узла до нижнего торца переводника 16 (т.е. H₃≥H₁≥H₂).Part of the rod 1 is made with the upper 17 and lower 18 protrusions and placed inside the upper cone 4, which is made with an additional internal protrusion 19, which is in cooperation with the lower protrusion 18 of the rod 1 and is pressed by a spring 20 located between the upper protrusion 17 of the rod 1 and the additional protrusion 19, the upper cone 4, wherein the distance (H ₁₎ between the lower lip 18, the rod 1 and the additional protrusion 19 of the upper cone 4 is at least the conveying distance (H ₂₎ of the upper cone 4 to the engagement plates 15 of the upper anchoring unit 8 with a enkoy borehole and not more than the distance (H ₃₎ from the upper end of the body 10 of the upper assembly anchors to the lower end of the sub 16 (i.e., H ₁ ₃ ≥H ≥H _2).

В корпусе 11 нижнего заякоривающего узла установлен фиксатор 21, концевая часть которого находится в пазе 22 штока 2. In the housing 11 of the lower anchor unit, a latch 21 is installed, the end part of which is located in the groove 22 of the rod 2.

Перед спуском пакера в скважину фиксатор 21 устанавливают в укороченной части паза 22, как показано на фиг.1. Before lowering the packer into the well, the latch 21 is installed in the shortened part of the groove 22, as shown in figure 1.

В процессе спуска пакера в скважину центраторы 12 заякоривающих узлов прижаты к стенкам скважины (обсадной колонны), плашки 15 сложены во внутрь и их перемещение в радиальном направлении исключается. During the descent of the packer into the well, the centralizers 12 of the anchor nodes are pressed against the walls of the well (casing), the dies 15 are folded inward and their movement in the radial direction is excluded.

Пакер работает следующим образом. The packer works as follows.

Для установки пакера в скважине колонну труб с пакером приподнимают, а затем поворотом вправо с одновременным перемещением труб вниз фиксатор 21 вводят в длинную часть паза 22 и инструмент разгружают. Штока 1 и 2 перемещаются вниз относительно заякоривающих узлов 8 и 9. В результате нижний конус 5 соприкасается с плашками 15 нижнего заякоривающего узла 9 и,сжимая пружину 14, переместит их в радиальном направлении до зацепления со стенками скважины. При разгрузке инструмента нижний выступ 18 штока 1 перемещается вниз до упора с дополнительным выступом 19 верхнего конуса 4 на расстояние H₁, пружина 20 сжимается. Уплотнительный элемент 3 под действием сжимающей нагрузки, увеличиваясь до диаметра скважины, герметизирует подпакерную зону, как показано на фиг.2. При пакеровке скважины корпус 10 верхнего заякоривающего узла упирается в нижний торец переводника 16.To install the packer in the well, the pipe string with the packer is raised, and then by turning to the right while moving the pipes down, the latch 21 is inserted into the long part of the groove 22 and the tool is unloaded. Rods 1 and 2 are moved downward relative to the anchoring nodes 8 and 9. As a result, the lower cone 5 is in contact with the dies 15 of the lower anchoring node 9 and, compressing the spring 14, will move them in the radial direction until it engages with the walls of the well. When unloading the tool, the lower protrusion 18 of the rod 1 moves down to the stop with an additional protrusion 19 of the upper cone 4 at a distance H ₁ , the spring 20 is compressed. The sealing element 3 under the action of a compressive load, increasing to the diameter of the well, seals the under-packer zone, as shown in figure 2. When packing the well, the housing 10 of the upper anchor assembly abuts against the lower end of the sub 16.

После создания избыточного давления под пакером, например для гидравлического разрыва пласта или закачки в пласт различных реагентов под высоким давлением, когда вес колонны труб над пакером недостаточен для удержания колонны труб от перемещения вверх, под действием давления, передаваемого снизу вверх по площади скважины (обсадной колонны), штоки 1 и 2 вместе с уплотнительным элементом 3 перемещаются вверх на расстояние (H₂) (практически это расстояние исчисляется в пределах 20-40 мм). В результате верхний конус 4 своим коническим выступом 6 воздействует на плашки 15 и,сжимая пружину 14, перемещает их в радиальном направлении до зацепления со стенкой скважины, как показано на фиг.3. С этого момента дальнейшее усилие на пакер, направленное снизу вверх, воспринимается только стенкой скважины (обсадной колонны). При этом исключается изгиб колонны труб над пакером и возможность передачи сжимающей нагрузки на устьевое оборудование.After creating excess pressure under the packer, for example, for hydraulic fracturing or injection of various reagents under high pressure, when the weight of the pipe string above the packer is insufficient to keep the pipe string from moving upward, under the pressure transmitted from bottom to top over the borehole (casing string ), rods 1 and 2 together with the sealing element 3 are moved upward by a distance (H ₂ ) (practically this distance is calculated in the range of 20-40 mm). As a result, the upper cone 4 with its conical protrusion 6 acts on the dies 15 and, compressing the spring 14, moves them in the radial direction until it engages with the wall of the well, as shown in Fig.3. From this moment, further effort on the packer, directed from the bottom up, is perceived only by the wall of the well (casing). This eliminates the bending of the pipe string above the packer and the possibility of transferring the compressive load to the wellhead equipment.

Для перевода пакера в транспортное положение избыточное давление из подпакерного пространства снимают. В результате под действием сжимающей нагрузки штоки 1 и 2 с верхним конусом 4 и уплотнительным элементом 3 перемещаются вниз до упора с нижним конусом 5 на расстояние (H₂). Плашки 15 верхнего заякоривающего узла под действием пружины 14 возвращаются в исходное положение, как показано на фиг.2.To transfer the packer to the transport position, the excess pressure is removed from the sub-packer space. As a result, under the action of the compressive load, the rods 1 and 2 with the upper cone 4 and the sealing element 3 are moved down to the stop with the lower cone 5 by a distance (H ₂ ). The dies 15 of the upper anchor unit under the action of the spring 14 are returned to their original position, as shown in figure 2.

Затем натяжением колонны труб снимают сжимающую нагрузку с пакера. При этом штоки 1 и 2 приподнимаются вверх относительно заякоривающих узлов на расстояние H₃. Плашки 15 нижнего заякоривающего узла складываются во внутрь. Уплотнительный элемент 3 принимает первоначальное положение, фиксатор 21 возвращается в укороченную часть паза 22, а верхний конус 4 перемещается вниз до упора с верхним выступом 17 штока 1, как показано на фиг.1.Then, by tensioning the pipe string, the compressive load is removed from the packer. In this case, the rods 1 and 2 are lifted up relative to the anchoring nodes at a distance of H ₃ . The dies 15 of the lower anchor assembly fold inward. The sealing element 3 takes its initial position, the latch 21 is returned to the shortened part of the groove 22, and the upper cone 4 moves down to the stop with the upper protrusion 17 of the rod 1, as shown in figure 1.

При необходимости повторной установки пакера в скважине операция повторяется в вышеуказанной последовательности. If necessary, reinstall the packer in the well, the operation is repeated in the above sequence.

Экономический эффект от применения предложенного пакера достигается за счет повышения надежности работы в скважине, а также облегчения технологии изготовления пакера. The economic effect of the application of the proposed packer is achieved by increasing the reliability of the well, as well as facilitating the manufacturing technology of the packer.

Claims

A packer comprising a rod with a groove, a sealing element mounted on the rod, upper and lower anchor units, cones with an internal protrusion located respectively above and below the sealing element, a latch installed in the lower anchor unit, and an adapter mounted on the upper end of the rod, characterized the fact that part of the rod is made with upper and lower protrusions and is placed inside the upper cone, which is made with an additional internal protrusion that is in interaction with the lower protrusion of the rod, and is pressed a spring located between the upper protrusion of the rod and the additional protrusion of the upper cone, the distance between the lower protrusion of the rod and the additional protrusion of the upper cone is not less than the distance of movement of the upper cone to the engagement of the dies of the upper anchor assembly with the borehole wall and not more than the distance from the upper end of the upper casing anchor node to the lower end of the sub.