RU2826994C1

RU2826994C1 - Hydrogen sulphide resistant slips packer

Info

Publication number: RU2826994C1
Application number: RU2023128181A
Authority: RU
Inventors: Ярослава Олеговна Павлова; Константин Владимирович Рачихин; Александр Александрович Мокеев; Александр Андреевич Марсов
Original assignee: Общество с ограниченной ответственностью "ВЕЛЛ ТУЛЗ"
Filing date: 2023-10-30
Publication date: 2024-09-19

Abstract

FIELD: oil and gas industry.

SUBSTANCE: invention relates to oil and gas industry and is intended for tight separation of intervals of the casing string when performing technological operations in the process of repair and operation of production and injection wells. Hydrogen sulphide-resistant slips packer includes a hollow rod, on the lower end of which there is a support, on the hollow rod with resting on the support there are successively installed lower slips, lower cone, collar, upper cone, upper slips, stop, which are pressed from above by retainer in form of split nut installed on hollow rod by means of threaded connection, wherein bushing is screwed into top part of stop to interact with setting tool to actuate packer and to transfer forces to retainer and top slips. Hollow rod, support, upper and lower slips, upper and lower cones, stop, sleeve are made of easily drilled hydrogen sulphide-resistant materials, collar is made of rubber material resistant to hydrogen sulphide medium. Cavity of the hollow rod of the packer is filled with a liquid which absorbs hydrogen sulphide, and a system of its displacement into the well space in the form of a piston spring-loaded in the lower part of the cavity of the hollow rod of the packer. From above, the cavity of the hollow rod of the packer is tightly closed with a bursting pin made with the possibility of interaction with the setting tool. Bursting pin has a neck and a blind hole passing from its lower end and providing a hydrodynamic connection between the cavity of the hollow rod of the packer and the well space in case of rupture of the neck of the bursting pin during installation of the packer.

EFFECT: expansion of conditions for use of the slips packer, improvement of efficiency and provision of reliability of operation on tight isolation of wellbore intervals under conditions complicated by hydrogen sulphide release from the formation into the well space.

1 cl, 1 dwg

Description

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и предназначено для герметичного разобщения интервалов ствола обсадной колонны при выполнении технологических операций в процессе ремонта и эксплуатации добывающих и нагнетательных скважин.The invention relates to the oil and gas production industry and is intended for hermetically sealing intervals of a casing column during technological operations during the repair and operation of production and injection wells.

Известен пакер разбуриваемый [1], состоящий из полого цилиндрического штока с установленными на нем уплотнительным элементом с экструзионными шайбами, верхней и нижней опор с коническими поверхностями, фиксатора, верхних и нижних шлипсов в виде кольцевых секторов, на внешней поверхности которых выполнены зубья, переходника для соединения с посадочным инструментом.A drillable packer is known [1], consisting of a hollow cylindrical rod with a sealing element with extrusion washers installed on it, upper and lower supports with conical surfaces, a retainer, upper and lower slips in the form of ring sectors, on the outer surface of which teeth are made, an adapter for connection with a landing tool.

Для спуска и посадки разбуриваемого пакера в скважину используют гидравлический посадочный инструмент, присоединяемый к переходнику, и вводят в осевой канал труб обсадной колонны до расчетной глубины. Избыточным давлением рабочей жидкости создают осевое усилие в корпусе гидравлического посадочного инструмента и перемещают корпус фиксатора относительно полого штока. Осевое усилие сообщается через шлипсы, верхнюю опору, уплотнительный элемент, нижнюю опору с конической поверхностью нижних шлипсов. При этом происходит внедрение зубьев шлипсов в стенку обсадной колонны. Дальнейшим нагружением осуществляется деформация уплотнительного элемента до контакта со стенкой обсадной колонны и перекрытие кольцевого зазора между пакером и трубой. При достижении заданных контактных напряжений между уплотнительным элементом и стенкой трубы происходит внедрение верхних шлипсов в стенку обсадной колонны и фиксация этого положения с помощью фиксатора. Отсоединение колонны труб от разбуриваемого пакера осуществляется путем разрушения тарированной кольцевой перемычки.To lower and seat the packer being drilled into the well, a hydraulic landing tool is used, which is attached to the adapter, and is inserted into the axial channel of the casing pipes to the estimated depth. Excess pressure of the working fluid creates an axial force in the body of the hydraulic landing tool and moves the body of the retainer relative to the hollow rod. The axial force is communicated through the slips, the upper support, the sealing element, the lower support with the conical surface of the lower slips. In this case, the teeth of the slips are driven into the wall of the casing column. Further loading deforms the sealing element until it contacts the wall of the casing column and closes the annular gap between the packer and the pipe. When the specified contact stresses are reached between the sealing element and the pipe wall, the upper slips are driven into the wall of the casing column and this position is fixed using the retainer. The pipe string is disconnected from the packer being drilled by breaking the calibrated annular bridge.

Существенным недостатком пакера разбуриваемого является необходимость его доставки в интервал установки на колонне насосно-компрессорных труб и применения специальных насосных агрегатов для создание избыточного гидравлического давления в посадочном инструменте. Доставка с использованием насосно-компрессорных труб является низкопроизводительной, обладающей низкой скоростью перемещения пакера с устья в интервал установки. А применение насосных агрегатов делает установку неудобной и дорогостоящей. Другим недостатком является ограниченность применения разбуриваемого пакера в скважинах, осложненных выделением сероводорода, поскольку, применяемые для его изготовления легкоразбуриваемые материалы (алюминиевые сплавы, чугуны марки СЧ), не устойчивы к воздействию сероводородной среды. В результате воздействия растворенного в скважинной жидкости сероводорода происходит быстрая коррозия материалов пакера, потеря прочности его конструкционных элементов и выход изделия из работоспособного состояния, влекущие нарушения в выполнении технологических операций, применяемых при ремонте и эксплуатации скважин.A significant disadvantage of the drillable packer is the need to deliver it to the installation interval on the tubing string and use special pumping units to create excess hydraulic pressure in the landing tool. Delivery using tubing is low-performance, with a low speed of packer movement from the wellhead to the installation interval. And the use of pumping units makes the installation inconvenient and expensive. Another disadvantage is the limited use of the drillable packer in wells complicated by the release of hydrogen sulfide, since the easily drillable materials used for its manufacture (aluminum alloys, cast iron grade SCh) are not resistant to the effects of hydrogen sulfide. As a result of the effect of hydrogen sulfide dissolved in the well fluid, rapid corrosion of the packer materials, loss of strength of its structural elements and failure of the product to work properly occur, entailing disruptions in the performance of technological operations used in the repair and operation of wells.

Известен пакер разбуриваемый с посадочным инструментом, спускаемый на кабеле [2], содержащий ствол с полым поршнем, обтекатель, разделенный полым поршнем на заполненный жидкостью нижний цилиндр с полостью высокого давления и верхний цилиндр с полостью низкого давления, уплотнительный элемент пакера с верхним и нижним упорами, верхний якорный узел, взаимодействующий с нижним цилиндром, при этом верхний якорный узел оснащен конической втулкой и шлипсами, которые установлены с возможностью радиального расширения между верхним упором и конической втулкой при их сближении, а ствол жестко соединен с полым поршнем и нижним упором и выполнен сборным, состоящим из соединенных резьбовым соединением корпуса пакера и тяги, соединенной с полым поршнем, причем полый поршень жестко соединен с верхним цилиндром, который снабжен дополнительным поршнем, а нижний цилиндр выполнен с возможностью перемещения вниз относительно полого поршня и опоры толкателем на верхний упор, ограниченного наружным упором, установленным на тяге, тяга изготовлена полой, имеет центратор и заглушена снизу пробкой, при этом полость тяги сообщена с полостью высокого давления - подпоршневой полостью нижнего цилиндра, коническая втулка выполнена с возможностью взаимодействия с уплотнительным элементом сверху, верхний упор имеет возможность фиксации после перемещения относительно наружных кольцевых насечек корпуса сухарями или пружинной шайбой, расположенными в кольцевой проточке верхнего упора, при этом пакер разбуриваемый оснащен также нижним якорным узлом, содержащим коническую втулку и шлипсы, которые установлены с возможностью радиального расширения между нижним упором и конической втулкой при их сближении, при этом коническая втулка нижнего якорного узла взаимодействует с уплотнительным элементом снизу, а дополнительный поршень оснащен штоком, герметично вставленным в полость полого поршня и размещен в верхнем цилиндре, шток дополнительного поршня выполнен полым и заглушен снизу, внутренняя полость штока через отверстия сообщена с полостью низкого давления верхнего цилиндра, тем самым увеличивая объем цилиндра и перепад давлений в скважине и полости низкого давления. При этом присоединение пакера к посадочному инструменту осуществлено резьбовым соединением, отрыв пакера после посадки происходит за счет выполнения шейки малого диаметра на верхней части корпуса пакера в месте присоединения корпуса к посадочному инструменту, а посадочный инструмент оснащен сверху сбивным клапаном для сообщения, после открытия сбивного клапана, полости низкого давления с пространством скважины, при этом верхний цилиндр обтекателя имеет возможность перемещения вниз после открытия сбивного клапана и соединен с кабелем через электропривод, срезное устройство которого выполнено с возможностью взаимодействия путем вращения со сбивным штырем сбивного клапана и разрушения при подаче электрического сигнала сбивного штыря сбивного клапана посадочного инструмента, открытия отверстия сбивного клапана для сообщения полости низкого давления с пространством скважины только после подачи электрического сигнала по кабелю, зубья на шлипсах.A drillable packer with a landing tool, lowered on a cable, is known [2], comprising a barrel with a hollow piston, a fairing divided by the hollow piston into a lower cylinder filled with liquid with a high-pressure cavity and an upper cylinder with a low-pressure cavity, a packer sealing element with upper and lower stops, an upper anchor unit interacting with the lower cylinder, wherein the upper anchor unit is equipped with a conical sleeve and slips that are installed with the possibility of radial expansion between the upper stop and the conical sleeve when they approach each other, and the barrel is rigidly connected to the hollow piston and the lower stop and is made as a prefabricated assembly consisting of a packer body and a rod connected to the hollow piston connected by a threaded connection, wherein the hollow piston is rigidly connected to the upper cylinder, which is equipped with an additional piston, and the lower cylinder is made with the possibility of moving downwards relative to the hollow piston and supporting the pusher on the upper stop, limited by an outer stop installed on the rod, the rod is made hollow, has a centralizer and is plugged at the bottom with a plug, while the rod cavity communicates with the high-pressure cavity - the sub-piston cavity of the lower cylinder, the conical sleeve is designed with the possibility of interaction with the sealing element from above, the upper stop has the possibility of fixing after movement relative to the outer annular notches of the body with crackers or a spring washer located in the annular groove of the upper stop, while the drillable packer is also equipped with a lower anchor unit containing a conical sleeve and slips that are installed with the possibility of radial expansion between the lower stop and the conical sleeve when they come together, while the conical sleeve of the lower anchor unit interacts with the sealing element from below, and the additional piston is equipped with a rod hermetically inserted into the cavity of the hollow piston and is located in the upper cylinder, the rod of the additional piston is made hollow and plugged from below, the internal cavity of the rod through the openings communicates with the low-pressure cavity of the upper cylinder, thereby increasing the volume of the cylinder and the pressure difference in the well and the low-pressure cavity. In this case, the packer is connected to the landing tool by a threaded connection, the packer is torn off after landing by making a small-diameter neck on the upper part of the packer body at the point where the body is connected to the landing tool, and the landing tool is equipped with a knock-down valve on top for communicating, after opening the knock-down valve, the low-pressure cavity with the well space, wherein the upper cylinder of the fairing has the ability to move downwards after opening the knock-down valve and is connected to the cable via an electric drive, the shear device of which is designed with the ability to interact by rotation with the knock-down pin of the knock-down valve and to destroy the knock-down pin of the knock-down valve of the landing tool when an electric signal is applied, opening the knock-down valve hole for communicating the low-pressure cavity with the well space only after an electric signal is applied via the cable, teeth on the slips.

В данном пакере решена проблема скорости доставки пакера в интервал установки благодаря применению высокопроизводительной кабельной технологии доставки. Однако применяемый для этого посадочный инструмент обладает сложной конструкцией и требует для нормальной работы наличия уровня жидкости над пакером более 500 м, что ограничивает его применение на скважинах с низких динамическим уровнем жидкости. Кроме того, при эксплуатации в зимнее время повторная сборка посадочного инструмента пакера существенно затруднена из-за замерзания в его полостях скважинной жидкости, попадающей внутрь после установки пакера. Также в конструкции пакера не предусмотрена защита от воздействия сероводородной среды.This packer solves the problem of packer delivery speed to the installation interval due to the use of high-performance cable delivery technology. However, the landing tool used for this has a complex design and requires a liquid level of more than 500 m above the packer for normal operation, which limits its use in wells with low dynamic liquid levels. In addition, when operating in winter, reassembling the packer landing tool is significantly complicated due to freezing of the well fluid in its cavities, which gets inside after the packer is installed. Also, the packer design does not provide protection from the effects of hydrogen sulfide.

Наиболее близким по технической сути прототипом является шлипсовый пакер типа ВПШ [3]. Пакер состоит из дюралюминиевого штока, верхнего и нижнего направляющего конуса, верхних и нижних шлипсов, стопорной гайки, уплотнительной манжеты, разрывной шпильки. Доставка пакера осуществляется на геофизическом кабеле, а установка с помощью посадочного инструмента взрывного типа, в котором подвижная гильза под воздействием пороховых газов оказывает давление на элементы шлипсового пакера. Работа пакера происходит следующим образом. На заданной глубине приводиться в действие посадочный инструмент, подвижные детали которого начинают перемещаться в осевом направлении, преодолевая сопротивление элементов пакера. В первый момент происходит заклинивание в обсадной колонне верхних шлипсов. Дальнейшее перемещение гильзы посадочного инструмента последовательно приводит к срезу штифтов верхнего направляющего конуса и нижнего направляющего конуса, сжатию резиновой манжеты, заклиниванию в обсадной колонне нижних шлипсов и, наконец, к разрыву шейки в резьбовой шпильке, что приводит к разъединению посадочного инструмента и установленного пакера. Посадочный инструмент извлекается на поверхность и используется многократно. Установленный в обсадной колонне шлипсовый пакер обеспечивает герметичное разобщение интервалов ствола скважины.The closest prototype in technical essence is the slip packer type VPSh [3]. The packer consists of a duralumin rod, upper and lower guide cone, upper and lower slips, lock nut, sealing cuff, and bursting pin. The packer is delivered on a geophysical cable, and installed using an explosive-type landing tool, in which a movable sleeve exerts pressure on the elements of the slip packer under the influence of powder gases. The packer operates as follows. At a given depth, the landing tool is activated, the movable parts of which begin to move in the axial direction, overcoming the resistance of the packer elements. At the first moment, the upper slips are jammed in the casing. Further movement of the landing tool sleeve sequentially leads to shearing of the pins of the upper guide cone and the lower guide cone, compression of the rubber cuff, jamming of the lower slips in the casing string and, finally, to rupture of the neck in the threaded stud, which leads to disconnection of the landing tool and the installed packer. The landing tool is extracted to the surface and used repeatedly. The slip packer installed in the casing string ensures hermetic isolation of the wellbore intervals.

Недостатками шлипсового пакера - прототипа является использование для его изготовления материалов, неустойчивых к сероводородной среде, а также отсутствие конструкционных решений позволяющих осуществить защиту элементов пакера от воздействия сероводорода, растворенного в скважинной жидкости. В результате этого шлипсовый пакер - прототип не обеспечивает надежного герметичного разобщения интервалов ствола скважин, осложненных выделением из продуктивного пласта серводорода и его применения ограничивается скважинами, не осложненными серовдородным проявлением.The disadvantages of the slip packer prototype are the use of materials that are unstable to the hydrogen sulfide environment for its manufacture, as well as the lack of design solutions that allow for the protection of packer elements from the effects of hydrogen sulfide dissolved in the well fluid. As a result, the slip packer prototype does not provide reliable hermetic isolation of wellbore intervals complicated by the release of hydrogen sulfide from the productive formation, and its use is limited to wells that are not complicated by hydrogen sulfide manifestations.

В предлагаемом изобретении решается задача расширения условий применения шлипсового пакера и обеспечение его надежной работы по герметичному разобщению интервалов ствола скважины в условиях, осложненных выделением сероводорода из пласта в скважинное пространство.The proposed invention solves the problem of expanding the conditions for using a slip packer and ensuring its reliable operation for hermetically sealing wellbore intervals under conditions complicated by the release of hydrogen sulfide from the formation into the wellbore space.

Задача решается с помощью устройства - пакера шлипсового сероводородостойкого, представленного на фигуре 1, состоящего из полого стержня 1, выполненного из сероводородостойкого легко разбуриваемого материала, на нижнем конце которого закреплена опора 2, выполненная также из сероводородостойкого легко разбуриваемого материала. На стержень 1 последовательно установлены нижние шлипсы 3, нижний конус 4, манжета 6, верхний конус 7, верхние шлипсы 8, упор 9. Шлипсы, конусы и упор выполнены из сероводородостойкого легко разбуриваемого материала, а манжета выполнена из резинового материала, устойчивого к действию сероводородной среды. Сверху последовательно установленные элементы поджимаются с помощью фиксатора 12 в виде разрезной гайки установленной на стержень 1 с помощью резьбового соединения. В верхнюю часть упора 9 по резьбе вкручивается втулка 10, также выполненная из сероводородостойкого легкоразбуриваемого материала. В нижней части полости стержня 1 размещен поршень 14 и пружина 15 в сжатом положении. В процессе сборки пакера пружина удерживается в сжатом положении ввинтным штифтом 5, упирающимся в кольцевую канавку поршня 14. Поверх поршня в полость стержня 1 заливается жидкий нейтрализатор сероводорода (например, жидкий поглотитель марки Atren-HS-L™) 13. Сверху полость закрывается разрывной шпилькой с уплотнительными кольцами 11, вкручиваемой на резьбе, размещенной в верхней части полости 1 и обеспечивающей герметичность полости. После закручивания разрывной шпильки в полость стрежня 1 ввинтной штифт выкручивается из кольцевой канавки поршня 14. Разрывная шпилька выполнена из алюминиевого сплава и имеет ослабленное место - шейку, а также глухое отверстие, проходящее по телу разрывной шпильки от нижнего торца в глубь, до уровня, пересекающего плоскость верхней границы шейки. Таким образом, при разрыве шпильки в области шейки произойдет разгерметизация полости стержня 1. При этом диаметр шейки и глухого отверстия подбирается таким образом, чтобы усилие при котором достигается разрыв шейки было выше, чем общее усилие необходимое для разрушения шлипсов и сжатия манжеты.The problem is solved using a device - a hydrogen sulfide-resistant slip packer, shown in Figure 1, consisting of a hollow rod 1 made of a hydrogen sulfide-resistant, easily drillable material, on the lower end of which a support 2 is fixed, also made of a hydrogen sulfide-resistant, easily drillable material. Lower slips 3, a lower cone 4, a cuff 6, an upper cone 7, upper slips 8, a stop 9 are successively installed on the rod 1. The slips, cones and stop are made of a hydrogen sulfide-resistant, easily drillable material, and the cuff is made of a rubber material resistant to the action of a hydrogen sulfide environment. From above, the successively installed elements are pressed using a retainer 12 in the form of a split nut installed on the rod 1 using a threaded connection. A bushing 10, also made of hydrogen sulfide-resistant, easily drillable material, is screwed into the upper part of the stop 9 along the thread. A piston 14 and a spring 15 in a compressed position are located in the lower part of the cavity of the rod 1. During the assembly of the packer, the spring is held in the compressed position by a screw-in pin 5, resting against the annular groove of the piston 14. A liquid hydrogen sulfide neutralizer (for example, Atren-HS-L™ liquid absorbent) 13 is poured into the cavity of the rod 1 over the piston. From above, the cavity is closed with a breakaway pin with sealing rings 11, screwed onto the thread, located in the upper part of the cavity 1 and ensuring the tightness of the cavity. After screwing the rupture pin into the cavity of the rod 1, the screw-in pin is unscrewed from the annular groove of the piston 14. The rupture pin is made of aluminum alloy and has a weakened place - a neck, as well as a blind hole passing along the body of the rupture pin from the lower end inward, to a level intersecting the plane of the upper border of the neck. Thus, when the pin ruptures in the neck area, the cavity of the rod 1 will be depressurized. In this case, the diameter of the neck and the blind hole is selected so that the force at which the rupture of the neck is achieved is higher than the total force required to destroy the slips and compress the cuff.

Установка устройства в скважине осуществляется следующим образом. Устройство с помощью разрывной шпильки 11 соединяется с посадочным инструментом (например, с посадочным инструментом взрывного типа [3]) и доставляется в сборе с ним на геофизическом кабеле в интервал установки. Подачей электрического импульса приводят в действие посадочный инструмент, наружная гильза которого оказывает давление на втулку устройства 10. Втулка 10 начинает перемещение в нижнем направлении относительно стрежня 1 и через упор 9 передает усилие на верхние шлипсы 8, которые набегая на конус 7 расклиниваются и внедряются в стенку обсадной колонны скважины и фиксируют положение устройства в скважине. При дальнейшей работе посадочного инструмента усилие передается через разрывную шпильку 11, стержень 1 на опору 2, которая оказывает давление на нижние шлипсы 3, и через нижний конус 4 на манжету 6. Далее происходит сжатие манжеты 6, которая также деформируется в радиальном направлении до контакта со стенкой обсадной колонны и, таким образом, перекрывает зазор между устройством и обсадной колонной. После этого нижние шлипсы 3 набегают на нижний конус 4, расклиниваются и внедряются в стенке обсадной колонны скважины. Обратному расклиниванию шлипсов после снятия усилия от посадочного инструмента препятствует фиксатор 12, который под действием втулки 10 перемещается по наружной резьбе, находящейся в верхней части стержня 1. Резьба выполнена упорной, с таким расчетом, чтобы фиксатор под действием осевой нагрузки мог по ней перемещаться только в нижнем направлении. После установки пакера дальнейшее движение элементов посадочного инструмента вызывает разрыв шпильки 11 и разгерметизацию внутренне полости стержня 1. Под действием сжатой пружины 15 поршень 14 начинает перемещаться в верхнем направлении и выталкивает жидкий нейтрализатор сероводорода в скважинное пространство над установленным пакером. Жесткость пружины подбирается таким образом, чтобы при разжатии пружины создавалось усилие достаточное для преодоления скважинного давления. Жидкость, нейтрализующую сероводород, подбирают таким образом, чтобы ее плотность была выше плотности скважинной жидкости. В результате жидкий нейтрализатор сероводорода оседает на верхней поверхности элементов шлипсового пакера и химически нейтрализует сероводород, содержащийся в скважинной жидкости, предотвращая или существенно замедляя сероводородную коррозию шлипсового пакера.The installation of the device in the well is carried out as follows. The device is connected to the landing tool (for example, to the explosive type landing tool [3]) using a breakaway pin 11 and is delivered assembled with it on a geophysical cable to the installation interval. By applying an electric pulse, the landing tool is activated, the outer sleeve of which exerts pressure on the device bushing 10. The bushing 10 begins to move in a downward direction relative to the rod 1 and through the stop 9 transfers the force to the upper slips 8, which, running onto the cone 7, are wedged and driven into the wall of the well casing and fix the position of the device in the well. During further operation of the landing tool, the force is transmitted through the breaking pin 11, the rod 1 to the support 2, which exerts pressure on the lower slips 3, and through the lower cone 4 to the collar 6. Then the collar 6 is compressed, which is also deformed in the radial direction until it contacts the wall of the casing string and, thus, closes the gap between the device and the casing string. After this, the lower slips 3 run onto the lower cone 4, are wedged and are driven into the wall of the well casing string. The reverse wedging of the slips after the force from the landing tool is removed is prevented by the retainer 12, which, under the action of the sleeve 10, moves along the external thread located in the upper part of the rod 1. The thread is made thrust, so that the retainer, under the action of the axial load, can move along it only in the downward direction. After the packer is installed, further movement of the elements of the landing tool causes a rupture of the pin 11 and depressurization of the internal cavity of the rod 1. Under the action of the compressed spring 15, the piston 14 begins to move in the upward direction and pushes the liquid hydrogen sulfide neutralizer into the well space above the installed packer. The spring stiffness is selected so that when the spring is released, a force is created sufficient to overcome the well pressure. The liquid neutralizing hydrogen sulfide is selected so that its density is higher than the density of the well fluid. As a result, the liquid hydrogen sulfide neutralizer settles on the upper surface of the slip packer elements and chemically neutralizes the hydrogen sulfide contained in the well fluid, preventing or significantly slowing down hydrogen sulfide corrosion of the slip packer.

Отличительными признаками предлагаемого устройства является то, что основные элементы конструкции пакера шлипсового выполнены из легкоразбуриваемых материалов, устойчивых к действию сероводорода; конструкция пакера предполагает наличие полости, заполненной жидкостью, поглощающей сероводород и системой ее вытеснения в скважинное пространство в виде подпружиненного поршня и канала в разрывной шпильке, обеспечивающего гидродинамическую связь между полостью пакера и скважинным пространством, при разрыве шейки шпильки в процессе установки пакера.The distinctive features of the proposed device are that the main elements of the slip packer design are made of easily drillable materials resistant to the action of hydrogen sulfide; the packer design assumes the presence of a cavity filled with liquid absorbing hydrogen sulfide and a system for displacing it into the well space in the form of a spring-loaded piston and a channel in the rupture pin, providing a hydrodynamic connection between the packer cavity and the well space when the pin neck ruptures during the installation of the packer.

Таким образом, предложенный в изобретении комплекс отличительных признаков устройства позволяет расширить условий применения шлипсового пакера, повысить эффективность и обеспечить его надежную работу по герметичному разобщению интервалов ствола скважины в условиях, осложненных выделением сероводорода из пласта в скважинное пространство.Thus, the set of distinctive features of the device proposed in the invention allows for expanding the conditions for using the slip packer, increasing its efficiency and ensuring its reliable operation for hermetically sealing the wellbore intervals under conditions complicated by the release of hydrogen sulfide from the formation into the wellbore space.

Работоспособность устройства оценивали экспериментально в стендовой установке, имитирующей нефтяную скважину. Основные элементы пакера, имеющие контакт с сероводородной средой и несущие функциональную нагрузку, выполнялись из сероводородостойких материалов. Стержень, опора, верхние и нижние шлипсы, верхний и нижний конусы, упор и втулка пакера были изготовлены из чугуна марки ЧХ28 (ГОСТ 7769-82), фиксатор и ввинтной штифт из стали 95X18 (ГОСТ 5632-2014), манжета из резиновой смеси TP-1802 (ТУ 2512-03-48082651-2006). В полость пакера заливалась жидкость, поглощающая сероводород марки Atren-HS-L™. Полость герметизировалась разрывной шпилькой, выполненной из дюралюминия марки Д16Т (ГОСТ 4784-97) с диаметром шейки 22 мм и диаметром глухого отверстия 5 мм. Пакер диаметром 118 мм был установлен в отрезке обсадной колонны диаметром 132 мм и толщиной стенок 8,5 мм с помощью взрывного посадочного инструмента ВПШ 102. Пакер с отрезком обсадной колонны помещался в стендовую установку, заполненную жидкостью, содержащей сероводород. Жидкость приготавливали путем химической реакции взаимодействия гидросульфида натрия и соляной кислоты в условиях замкнутого объема. Объем раствора выбирали исходя из условий эксперимента 20 см³ на 1 см² поверхности деталей пакера. Шлипсовый пакер выдерживали в этих условиях в течении 10 суток. После выдержки отрезок трубы с пакером установили на траверсы гидравлического пресса и создали усилие нагрузки на пакер с контролем положения пакера внутри отрезка колонны. С помощью манометра контролировали давление, которое создается между надпакерным и подпакерным пространством отрезка обсадной колонны. Практика эксплуатации шлипсовых пакеров на современном этапе развития накладывает требования по допустимому перепаду давлений не менее 700 кгс/см². При выполнении эксперимента был создан перепад давлений, равный 750 кгс/см² при котором не наблюдалось смещение пакера внутри отрезка обсадной колонны и обеспечивались надежное разобщение и герметизация пространства над пакером и под пакером.The performance of the device was evaluated experimentally in a bench setup simulating an oil well. The main elements of the packer that come into contact with the hydrogen sulfide environment and bear the functional load were made of hydrogen sulfide-resistant materials. The rod, support, upper and lower slips, upper and lower cones, stop and packer sleeve were made of CHKh28 cast iron (GOST 7769-82), the retainer and screw pin were made of 95X18 steel (GOST 5632-2014), the cuff was made of TP-1802 rubber compound (TU 2512-03-48082651-2006). Atren-HS-L™ hydrogen sulfide-absorbing liquid was poured into the packer cavity. The cavity was sealed with a bursting pin made of D16T duralumin (GOST 4784-97) with a neck diameter of 22 mm and a blind hole diameter of 5 mm. A packer with a diameter of 118 mm was installed in a section of a casing column with a diameter of 132 mm and a wall thickness of 8.5 mm using a VPSh 102 explosive landing tool. The packer with a section of the casing column was placed in a test rig filled with a liquid containing hydrogen sulfide. The liquid was prepared by a chemical reaction of sodium hydrosulfide and hydrochloric acid in a closed volume. The volume of the solution was selected based on the experimental conditions of 20 cm ³ per 1 cm ² of the surface of the packer parts. The slip packer was kept under these conditions for 10 days. After holding, the pipe section with the packer was installed on the crossbars of the hydraulic press and a load force was created on the packer with control of the packer position inside the section of the column. Using a pressure gauge, the pressure created between the above-packer and below-packer space of the casing section was controlled. The practice of operating slip packers at the current stage of development imposes requirements for an acceptable pressure differential of at least 700 kgf/ ^cm2 . During the experiment, a pressure differential of 750 kgf/ ^cm2 was created, at which no packer displacement was observed inside the casing section and reliable separation and sealing of the space above and below the packer were ensured.

Полученный технический результат подтверждает возможность реализации сущности предлагаемого изобретения.The obtained technical result confirms the possibility of implementing the essence of the proposed invention.

Использованные источники информации.Sources of information used.

1. Патент РФ №2304694, 20.08.2007.1. Patent of the Russian Federation No. 2304694, 20.08.2007.

2. Патент РФ №164722, 10.09.2016.2. Patent of the Russian Federation No. 164722, 10.09.2016.

3. В.В. Попов, Учебное пособие Прострелочно-взрывные работы в скважинах / В.В. Попов; М-во образования и науки РФ, Юж.-Рос. гос. техн. ун-т. - Новочеркасск: ЮРГТУ, 2006. - Стр. 131.3. V.V. Popov, Textbook Perforating and blasting operations in wells / V.V. Popov; Ministry of Education and Science of the Russian Federation, South-Russian State Technical University. - Novocherkassk: SUSU, 2006. - Page 131.

Claims

A hydrogen sulfide-resistant slip packer comprising a hollow rod, at the lower end of which a support is made, on the hollow rod with support on the support are successively installed lower slips, a lower cone, a cuff, an upper cone, upper slips, a stop, which are pressed from above by a retainer in the form of a split nut installed on the hollow rod using a threaded connection, while a sleeve is screwed into the upper part of the stop, made with the possibility of interacting with the landing tool for activating the packer and transmitting forces to the retainer and to the upper slips, characterized in that the hollow rod, support, upper and lower slips, upper and lower cones, stop, sleeve are made of easily drillable hydrogen sulfide-resistant materials, the cuff is made of a rubber material resistant to the action of a hydrogen sulfide environment, and the cavity of the hollow rod of the packer is filled with a liquid that absorbs hydrogen sulfide, and a system for displacing it into the well space in the form of a piston spring-loaded in the lower part of the cavity of the hollow packer rod, wherein the cavity of the hollow packer rod is hermetically sealed from above by a rupture pin designed with the possibility of interaction with the landing tool, wherein the rupture pin is designed with a neck and a blind hole extending from its lower end and providing a hydrodynamic connection between the cavity of the hollow packer rod and the well space when the neck of the rupture pin ruptures during the installation of the packer.