RU2049223C1

RU2049223C1 - Packer

Info

Publication number: RU2049223C1
Application number: RU92012468A
Authority: RU
Inventors: Б.Ю. Хайруллин; О.Л. Витязев; В.П. Рыболовлев
Original assignee: Акционерное общество закрытого типа "Научно-производственная фирма "Юкон"
Priority date: 1992-12-08
Filing date: 1992-12-08
Publication date: 1995-11-27

Abstract

FIELD: oil field equipment. SUBSTANCE: packer has disconnection unit including nipple with holes connected with pipe string, nipple balls installed in nipple holes, shear member-connector installed in stepped cylinder for limited axial motion and connected with cylinder in its extreme upper position and having upper and lower circular recesses on its outer surface, seat for drop member and upper and lower balls. Body is made with inner circular recess. Adjusting branch pipe has outer circular recess and is connected with nipple by means of shear member and mounted for limited axial motion and coincidence in extreme position of its radial channels with body radial channels. Stepped cylinder has ports to receive upper and lower balls for accommodation in working position of sealing member in upper and lower recesses of connector, and in extreme lower position of connector, in recess of body and inner recess of locking bushing. In this event, nipple balls in initial position of packer are located in inner circular recess of body, and in extreme lower position of adjusting branch pipe, in its outer circular recess. EFFECT: increased reliability and extended operation capabilities. 6 dwg

Description

Изобретение относится к нефтепромысловому оборудованию, к устройствам для разобщения пластов и изоляции эксплуатационной колонны от воздействия продукта скважины в процессе эксплуатации. The invention relates to oilfield equipment, to devices for separating formations and isolating the production string from the effects of a well product during operation.

Известен пакер типа ППГ1 [1] содержащий головку для соединения с трубами, на которых осуществляется спуск и подвеска в скважине: корпус со стволом, на котором размещен уплотнительный элемент, взаимодействующий с приводным гидроцилиндром; шариковый узел фиксации уплотнительного элемента в рабочем положении; якорный узел, узел распакеровки, узел управления в виде посыльного клапана и посыльного шара с седлом. Known packer type PPG1 [1] containing a head for connecting with pipes on which the descent and suspension in the well are carried out: a housing with a barrel on which a sealing element is interacting with the drive hydraulic cylinder; ball assembly fixing the sealing element in the working position; anchor unit, unpacking unit, control unit in the form of a messenger valve and a messenger ball with a saddle.

Недостатком известного пакера является низкая надежность, обусловленная большим количеством деталей и взаимодействий между ними. Необходимость обязательной подвески пакера в скважине на колонне насосно-компрессорных труб ограничивает его эксплуатационные возможности, а конструктивное выполнение узла управления в виде сбрасываемого после сжатия уплотнительного элемента на забой седла с шариком не позволяет разместить под пакером забойный отсекатель, что также ограничивает эксплуатационные возможности и способствует засорению забоя скважины. A disadvantage of the known packer is low reliability due to the large number of parts and interactions between them. The necessity of compulsory suspension of the packer in the borehole on the tubing string limits its operational capabilities, and the constructive design of the control unit as a sealing element discharged after compression on the bottom of the saddle with the ball does not allow the bottomhole cutter to be placed under the packer, which also limits operational capabilities and contributes to clogging bottom hole.

Известен пакер фирмы "Камко" [2] содержащий переводник для соединения с трубами, на которых осуществляется спуск и подвеска пакера в скважине; корпус с осевым каналом и стволом, на котором установлен уплотнительный элемент, взаимодействующий с приводным гидроцилиндром; храповой узел фиксации уплотнительного элемента в рабочем положении; якорный узел в виде подпружиненных шлипсов, взаимодействующих с подвижным конусом; узел распакеровки в виде подвижной резьбовой муфты, взаимодействующей с упором уплотнительного элемента и корпусом; узел управления в виде седла и посыльного шара; фиксаторы исходного положения в виде срезных штифтов. Known packer company "Camco" [2] containing a sub for connecting to pipes on which the descent and suspension of the packer in the well; a housing with an axial channel and a barrel, on which a sealing element is installed, interacting with the drive hydraulic cylinder; ratchet unit for fixing the sealing element in the working position; anchor assembly in the form of spring-loaded slips interacting with a movable cone; unpacking unit in the form of a movable threaded sleeve interacting with the stop of the sealing element and the body; control unit in the form of a saddle and a messenger ball; initial position locks in the form of shear pins.

Недостатком известного пакера является низкая надежность работы, обусловленная сложностью конструкции, большим количеством деталей и взаимодействий их между собой. Снижению надежности способствует конструкция узла распакеровки, предусматривающая вращение труб, на которых подвешен пакер и который в этот момент должен быть зафиксирован от проворота пластинчатыми пружинами якорного узла, взаимодействующими с обсадной трубой эксплуатационной колонны. Однако длительный срок эксплуатации (до нескольких лет) и связанная с этим возможная потеря упругих свойств пластинчатых пружин, воздействие агрессивных компонентов пластового продукта и возможное разрушение пружин от коррозии, низкий коэффициент трения в контакте пружина-труба в скважине, заполненной нефтью с парафиновыми отложениями, возможное заклинивание подшипников муфты твердыми включениями в виде песка, ила и пр. выпавшими в осадок из пластового продукта, могут привести при вращении труб к провороту пакера и несрабатыванию узла распакеровки, что приведет к дополнительным трудозатратам по извлечению или разрушению пакера путем разбуривания. A disadvantage of the known packer is the low reliability due to the complexity of the design, a large number of parts and their interactions. The reliability of the unpacking unit contributes to a decrease in reliability, providing for the rotation of the pipes on which the packer is suspended and which at this moment should be fixed from turning by the leaf springs of the anchor unit interacting with the casing of the production string. However, a long service life (up to several years) and the possible loss of elastic properties of leaf springs associated with this, the action of aggressive components of the formation product and possible destruction of the springs from corrosion, low coefficient of friction in the spring-tube contact in a well filled with oil with paraffin deposits, possible jamming of the coupling bearings by solid inclusions in the form of sand, silt, etc., precipitated from the reservoir product, can result in rotation of the packer and rotation of the packer when the pipes rotate packer releasing, resulting in additional labor costs for extraction or destruction of the packer by drilling.

Невозможность расфиксации может быть обусловлена и заклиниванием шлипсов в рабочем положении вследствие того, что их возврат в исходное положение осуществляется автономно только пластинчатыми пpужинами, а не принудительно по команде с поверхности. The impossibility of unlocking can also be due to jamming of the slips in the working position due to the fact that they return to their original position autonomously only by plate springs, and not forced by command from the surface.

Известный пакер сложен в эксплуатации, так как его установка, а тем более распакеровка, требует манипуляций с выдерживанием заданных параметров (повышение давления до определенной величины, вращение труб на определенное число витков). Отступление от этих параметров чревато несрабатыванием узлов пакера. Так например, вращение труб на 15 оборотов на поверхности может не обеспечить передачу этого количества оборотов к пакеру по колонне труб длиной 2-3 тыс.м. так как из-за трения о стенки скважины, кривизны последней и значительной длины колонна труб будет подвергаться деформации кручения и закручиваться. Аналогично срез штифтов седла может произойти не при 25 МПа, а раньше. The well-known packer is difficult to operate, since its installation, and even more so unpacking, requires manipulation with maintaining specified parameters (increasing pressure to a certain value, rotating pipes by a certain number of turns). Deviation from these parameters is fraught with failure of the packer nodes. So, for example, the rotation of pipes by 15 turns on the surface may not ensure the transfer of this number of turns to the packer along the pipe string with a length of 2-3 thousand m. since due to friction against the walls of the borehole, the curvature of the last and significant lengths, the pipe string will undergo torsional deformation and twist. Similarly, a cut of the saddle pins can occur not at 25 MPa, but earlier.

Известный пакер предусматривает обязательную подвеску на трубах и не может быть установлен в скважине автономно, что огpаничивает его эксплуатационные возможности. The well-known packer provides for mandatory suspension on pipes and cannot be installed independently in the well, which limits its operational capabilities.

И наконец, надежность работы пакера может быть снижена в связи с тем, что уплотнительный элемент при пакеровке может оказаться в зоне стыка обсадных труб муфтового соединения, где между торцами труб образуется кольцевая канавка. Эластичный материал при сжатии уплотнительного элемента будет заполнять канавку. Впоследствии при перекрытии клапана-отсекателя и восстановлении пластового давления под пакером элемент от давления среды будет сжиматься и перетекать вверх и наоборот при открывании клапана-отсекателя элемент будет восстанавливать свою первоначальную форму. Неоднократное повторение этого цикла приведет к выкусыванию наружной поверхности элемента, заполняющей канавку и, как следствие, к невозможности повторного использования. And finally, the reliability of the packer can be reduced due to the fact that the sealing element during packing can be in the joint zone of the casing of the coupling connection, where an annular groove is formed between the ends of the pipes. Elastic material will squeeze the groove when it compresses the sealing element. Subsequently, when the shut-off valve is closed and reservoir pressure is restored under the packer, the element will compress and flow upward from the pressure of the medium and vice versa, when the shut-off valve is opened, the element will restore its original shape. Repeated repetition of this cycle will lead to biting out the outer surface of the element filling the groove and, as a result, to the inability to reuse.

Еще более худшие последствия возможны, когда шлипсы якорного узла не обеспечили надежного сцепления пакера с трубой. В этом случае весь пакер будет от усилия давления снизу перемещаться вверх до тех пор, пока шлипсы не обеспечат фиксацию или упругая деформация сжатия колонны труб, на которой подвешен пакер, не будет выбрана полностью и усилие от веса труб уравновесит усилие от давления. Такое перемещение пакера приведет к срезу наружной поверхности уплотнительного элемента, его разрушению и потере герметичности в месте установки пакера. Even worse consequences are possible when the slips of the anchor assembly did not provide reliable adhesion of the packer to the pipe. In this case, the entire packer will move upward from the pressure from below until the slips provide fixation or elastic deformation of the compression of the pipe string on which the packer is suspended, and the force will be balanced against the pressure from the weight of the pipes. Such movement of the packer will lead to a cut of the outer surface of the sealing element, its destruction and loss of tightness at the installation site of the packer.

Использование в конструкции срезаемого и падающего на забой седла с посыльным шаром при многократных срабатываниях в течение срока эксплуатации приводит к засорению забоя скважины и необходимости проведения дополнительных работ по очистке скважины, что повышает затраты от применения известного пакера. The use in the design of a saddle with a messenger ball being cut off and falling onto the bottom during repeated operations during the service life leads to clogging of the bottom of the well and the need for additional work to clean the well, which increases the cost of using a known packer.

Целью изобретения является повышение надежности, расширение эксплуатационных возможностей и снижение затрат от применения пакера. The aim of the invention is to increase reliability, expand operational capabilities and reduce costs from the use of the packer.

Цель достигается благодаря дополнительному снабжению пакера узлом разъединения, обеспечивающим рассоединение пакера с колонной труб, извлекаемой на поверхность, обеспечивается автономность, т. е. возможность установки пакера в эксплуатационной колонне без подвески на трубах, чем расширяются эксплуатационные возможности за счет сокращения количества деталей, их упрощения и уменьшения взаимодействий между ними. Практически установленный в скважине пакер имеет восемь деталей: корпус, ствол, нижнюю опору, уплотнительный элемент, кольцевой поршень, стопоры, фиксаторную втулку и шарики узла фиксации, что в несколько раз меньше по сравнению с прототипом. При этом два уплотнительных кольца, герметизирующие полость расточки кольцевого поршня, необходимы только на время спуска и установки пакера, после чего они не влияют на его работоспособность в течение всего срока эксплуатации независимо от того, сохранят ли они герметичность полости. The goal is achieved due to the additional supply of the packer with a disconnection unit, which ensures the disconnection of the packer with the pipe string being removed to the surface, provides autonomy, i.e., the possibility of installing the packer in the production casing without suspension on the pipes, thereby expanding operational capabilities by reducing the number of parts, simplifying them and reducing interactions between them. The packer practically installed in the well has eight parts: a body, a barrel, a lower support, a sealing element, an annular piston, stoppers, a locking sleeve and balls of a fixing unit, which is several times smaller compared to the prototype. At the same time, two o-rings, which seal the cavity of the bore of the annular piston, are necessary only for the time of the descent and installation of the packer, after which they do not affect its performance during the entire period of operation, regardless of whether they maintain the tightness of the cavity.

Надежность выполнения операции по распакеровке и извлечению пакера также не зависит от этих колец, в то время как в аналоге и прототипе множество уплотнительных колец влияют как на работоспособность во время эксплуатации, так и на надежность операции по распакеровке, страгиванию и извлечению на поверхность. The reliability of the operation for unpacking and removing the packer also does not depend on these rings, while in the analogue and prototype a lot of o-rings affect both the operability during operation and the reliability of the operation of unpacking, stragging and removing to the surface.

Тем самым, повышается надежность работы заявляемого пакера. Thus, the reliability of the claimed packer is increased.

Цель достигается благодаря тому, что уплотнительный элемент, будучи сжатым в рабочее положение, никогда не установится на месте стыка обсадных труб, что обеспечивается удержанием пакера в эксплуатационной колонне плашками якоря, взаимодействующими с кольцевой канавкой в муфте между торцами обсадных труб. Тем самым предотвращается затекание эластичного материала уплотнительного элемента в канавку между трубами и возможное разрушение уплотнительного элемента в результате выкусывания и вырыва материала, а, следовательно, повышается герметичность разобщения эксплуатационный колонны, надежность работы и долговечность заявляемого пакера; принудительной расфиксации плашек якоря при съеме пакера благодаря их подвижному сцеплению с клиновой поверхностью фиксаторной втулки. Тем самым гарантируется расфиксация стопоров с эксплуатационной колонной и беспрепятственное извлечение пакера на поверхность от натяжения колонны труб, на которой производится извлечение пакера. Причем эта операция требует только давления в колонне труб, отчего перемещается вниз разъединитель и выдвигаются шарики, входящие в зацепление с фиксаторной втулкой, и последующего натяжения колонны труб. На надежность выполнения первой операции не влияют ни уплотнительные кольца, ни другие детали пакера, так как узел разъединения спускается с поверхности. The goal is achieved due to the fact that the sealing element, when squeezed into the working position, will never be installed at the junction of the casing pipes, which is achieved by holding the packer in the production string with anchor dies interacting with the annular groove in the coupling between the ends of the casing pipes. This prevents leakage of the elastic material of the sealing element into the groove between the pipes and the possible destruction of the sealing element as a result of biting and tearing of the material, and, consequently, the tightness of separation of the production casing, the reliability and durability of the inventive packer are increased; forced fixation of the anchor dies when removing the packer due to their movable engagement with the wedge surface of the retainer sleeve. This ensures the fixation of the stoppers with the production casing and unhindered extraction of the packer to the surface from the tension of the pipe string, on which the packer is removed. Moreover, this operation requires only pressure in the pipe string, which is why the disconnector moves down and the balls that mesh with the retainer sleeve are pulled out, and the pipe string is subsequently tensioned. The reliability of the first operation is not affected by either the o-rings or other parts of the packer, since the disconnection unit descends from the surface.

В то же время в конструкции прототипа необходимы манипуляции по вращению колонны труб на определенное число оборотов, причем пакер в это время должен удерживаться от проворота. Тем самым в процесс распакеровки и расфиксации якорного узла вовлекаются многие детали, работоспособность каждой из которых непосредственно влияет на исход операции. Учитывая, что надежность их за время эксплуатации пакера в скважине значительно понижается, соответственно снижается и общая надежность прототипа. At the same time, the design of the prototype requires manipulation of the rotation of the pipe string by a certain number of revolutions, and the packer at this time should be kept from turning. Thus, many details are involved in the process of unpacking and unlocking the anchor assembly, the performance of each of which directly affects the outcome of the operation. Given that their reliability during the operation of the packer in the well is significantly reduced, the overall reliability of the prototype also decreases.

Цель достигается благодаря конструктивному исполнению, исключающему засорение забоя скважины посторонними предметами в виде выпадающих из пакера посадочных гнезд с посыльными шарами, что сокращает последующие затраты по очистке скважины от посторонних предметов. The goal is achieved thanks to the design that eliminates the clogging of the bottom of the well by foreign objects in the form of landing nests falling from the packer with messenger balls, which reduces the subsequent costs of cleaning the well from foreign objects.

Для этого пакер, содержащий корпус с осевым и радиальным каналами, связанный с корпусом ствол, на котором установлен уплотнительный элемент, ограниченный опорой и взаимодействующий с обечайкой, выполненной с проточкой и образующей с корпусом полость, сообщающуюся через радиальный канал корпуса с его осевым каналом, фиксатор уплотнительного элемента в рабочем положении, установленный в корпусе с возможностью размещения в проточке обечайки в рабочем положении уплотнительного элемента, установленные в корпусе подпружиненные якорные плашки и взаимодействующая с ними фиксаторная втулка с конической поверхностью и наружной кольцевой проточкой для размещения в ней фиксаторов в исходном положении пакера, установленный в осевом канале корпуса установочный патрубок с седлом под сбросовый элемент и узел распакеровки, включающий соединенный с колонной труб ступенчатый цилиндр, снабжен узлом разъединения, включающим связанный с колонной труб ниппель с отверстиями, установленными в отверстиях ниппеля ниппельными шарами, установленным в ступенчатом цилиндре с возможностью ограниченного осевого перемещения и связанным с ним в крайнем верхнем положении срезным элементом соединителем, имеющим верхнюю и нижнюю кольцевые проточки на наружной поверхности, седло под сбросовый элемент и верхние и нижние шары, корпус выполнен с внутренней кольцевой проточкой, установочный патрубок выполнен с наружной кольцевой проточкой, связан срезным элементом с ниппелем и установлен с возможностью ограниченного осевого перемещения и совмещения в крайнем нижнем положении его радиальных каналов с радиальными каналами корпуса, ступенчатый цилиндр выполнен с окнами, в которых установлены верхние и нижние шары с возможностью размещения в рабочем положении уплотнительного элемента соответственно в верхней и нижней проточках соединителя, а в крайнем нижнем положении последнего соответственно в проточке корпуса и внутренней проточке фиксаторной втулки, при этом ниппельные шары в исходном положении пакера размещены во внутренней кольцевой проточке корпуса, а в крайнем нижнем положении установочного патрубка в его наружной кольцевой проточке. For this, a packer comprising a housing with axial and radial channels, a barrel connected to the housing, on which a sealing element is installed, limited by a support and interacting with a shell made with a groove and forming a cavity communicating with the housing through the radial channel of the housing with its axial channel, a latch the sealing element in the working position, installed in the housing with the possibility of placing in the groove of the shell in the working position of the sealing element, the spring-loaded anchor plates installed in the housing the flanges and the locking sleeve interacting with them with a conical surface and an outer annular groove for accommodating the locks in the initial position of the packer, an installation pipe with a seat for a discharge element and an unpacking unit, including a stepped cylinder connected to the pipe string, installed in the axial channel of the housing disconnection, including a nipple connected to the pipe string with holes installed in the nipple holes by nipple balls mounted in a stepped cylinder with the possibility of of limited axial displacement and a shear element connected to it in the extreme upper position with a connector having an upper and lower annular grooves on the outer surface, a saddle for the discharge element and upper and lower balls, the housing is made with an internal annular groove, the installation pipe is made with an external annular groove, connected by a shear element with a nipple and installed with the possibility of limited axial movement and alignment in the extreme lower position of its radial channels with radial channels of the housing , the stepped cylinder is made with windows in which the upper and lower balls are installed with the possibility of placement in the working position of the sealing element, respectively, in the upper and lower grooves of the connector, and in the lowermost position of the latter, respectively, in the groove of the housing and the inner groove of the retainer sleeve, while the nipple balls in the initial position, the packers are placed in the inner annular groove of the housing, and in the lowermost position of the installation pipe in its outer annular groove.

На фиг. 1 изображен пакер, разрез, в исходном положении, после спуска в интервал установки; на фиг.2 то же, в рабочем положении, после пакеровки и фиксации в эксплуатационной колонне; на фиг.3 то же, после рассоединения с колонной труб, поднятой на поверхность; на фиг.4 то же, после спуска колонны труб; на фиг.5 то же, после соединения с колонной труб для подъема на поверхность; на фиг.6 разрез А-А на фиг.3. In FIG. 1 shows a packer, a section, in the initial position, after descent into the installation interval; figure 2 the same, in the working position, after packing and fixing in the production casing; figure 3 the same, after disconnecting from the pipe string raised to the surface; figure 4 the same, after the descent of the pipe string; figure 5 is the same, after connecting with a column of pipes for lifting to the surface; in Fig.6 section aa in Fig.3.

Пакер (фиг.1) содержит корпус 1, в котором выполнены осевой канал 2, верхняя расточка 3 и нижняя расточка 4. Снизу с корпусом связан ствол 5, с которым соединена опора 6, ограничивающая уплотнительный элемент 7, с которым взаимодействует подвижно установленный на стволе 5 кольцевой поршень 8 с обечайкой 9, расположенной на корпусе 1. Обечайка 9 образует с корпусом 1 полость 10, которая сообщается с соевым каналом 2 радиальным каналом 11. Между верхней 3 и нижней 4 расточками в стенке корпуса 1 выполнены сквозные пазы 12, равномерно расположенные по окружности, в которых с возможностью радиального перемещения установлены якорные плашки 13, взаимодействующие с пружинами 14, выполненными в виде упруго деформируемых разрезных колец и установленными в канавках плашек 13. В исходном положении при спуске пакера плашки 13 расположены заподлицо с наружной поверхностью корпуса 1, в рабочем положении, при фиксации пакера в эксплуатационной колонне 15, плашки 13 наружной частью выдвигаются в кольцевую канавку 16, образованную между торцами обсадных труб 17 при свинчивании их с муфтой 18. The packer (figure 1) contains a housing 1 in which an axial channel 2, an upper bore 3 and a lower bore 4 are formed. A barrel 5 is connected to the bottom from the body, to which a support 6 is connected, limiting the sealing element 7, with which it is movably mounted on the barrel 5 an annular piston 8 with a shell 9 located on the housing 1. The shell 9 forms a cavity 10 with the housing 1, which communicates with the soy channel 2 by a radial channel 11. Between the upper 3 and lower 4 bores in the wall of the housing 1 there are made through grooves 12, evenly spaced around parts in which with the possibility of radial movement mounted anchor dies 13, interacting with springs 14, made in the form of elastically deformable split rings and installed in the grooves of the dies 13. In the initial position when the packer is launched, the dies 13 are flush with the outer surface of the housing 1, in the working position, when the packer is fixed in the production casing 15, the dies 13 with the outer part extend into the annular groove 16 formed between the ends of the casing 17 when screwing them with the coupling 18.

На внутренней части плашек 13 выполнены фигурные выступы 19 (фиг.6), входящие в подвижное зацепление с фигурными пазами 20, выполненными на конической поверхности 21 фиксаторной втулки 22 (фиг.1), установленной с возможностью перемещения в расточке 4 и удерживаемой в исходном положении фиксаторами 23, выполненными в виде шариков, размещенных в сквозных отверстиях 24 корпуса 1 и взаимодействующих с наружной кольцевой проточкой 25, выполненной на фиксаторной втулке 22. На торце втулки 22 внутри выполнена расточка 26, а снаружи в глухих отверстиях 27 установлены штифты 28 с пружинами 29, которые в рабочем положении пакера взаимодействуют с кольцевой канавкой 30, выполненной внутри нижней расточки 4. Фиксаторы 23 в рабочем положении пакера взаимодействуют с проточкой 31, выполненной внутри обечайки 9. On the inner part of the dies 13, figured protrusions 19 (FIG. 6) are made, which are movably engaged with curly grooves 20 made on the conical surface 21 of the retainer sleeve 22 (FIG. 1), mounted to move in the bore 4 and held in its original position the latches 23, made in the form of balls placed in the through holes 24 of the housing 1 and interacting with the outer annular groove 25 made on the locking sleeve 22. At the end of the sleeve 22, a bore 26 is made inside, and outside the blind holes 27 there are pins 28 with springs 29, which in the working position of the packer interact with the annular groove 30 made inside the lower bore 4. The latches 23 in the working position of the packer interact with the groove 31 made inside the shell 9.

Узел разъединения колонны труб 32, на которой производится спуск и установка пакера в колонне 15, содержит ниппель 33 и установочный патрубок 34, установленный верхней ступенью 35 в расточке 36 ниппеля 33 и нижней ступенью 37 в осевом канале 2 корпуса 1 с возможностью ограниченного осевого перемещения в последнем. В нижней ступени установочного патрубка 34 внутри выполнено седло 38 под сбросовый элемент 39, выполненный в виде шара, и сквозные радиальные каналы 40, сообщающиеся с его полостью. В стенке ниппеля 33 над торцом корпуса 1 выполнены радиальные каналы 41, отделенные от полости установочного патрубка 34 его верхней ступенью 35. Коническим уступом 42 установочный патрубок 34 взаимодействует с конической поверхностью 21 фиксаторной втулки 22. В стенке ниппеля 33 выполнены сквозные отверстия 43, в которых установлены ниппельные шары 44, в исходном положении взаимодействующие с внутренней кольцевой проточкой 45, выполненной в верхней расточке 3 корпуса 1, а в рабочем положении с наружной кольцевой проточкой 46, выполненной на верхней ступени 35 установочного патрубка 34. В исходном положении ниппель 33 и установочный патрубок 34 соединены срезным штифтом 47. The separation unit of the pipe string 32, on which the packer is lowered and installed in the column 15, contains a nipple 33 and an installation pipe 34 installed by the upper stage 35 in the bore 36 of the nipple 33 and the lower stage 37 in the axial channel 2 of the housing 1 with the possibility of limited axial movement in last one. In the lower stage of the installation pipe 34, a saddle 38 is made inside for a discharge element 39, made in the form of a ball, and through radial channels 40 communicating with its cavity. In the wall of the nipple 33 above the end of the housing 1 there are made radial channels 41, separated from the cavity of the mounting pipe 34 by its upper stage 35. With a conical step 42, the mounting pipe 34 interacts with the conical surface 21 of the locking sleeve 22. The through holes 43 are made in the wall of the nipple 33, in which nipple balls 44 are installed, in the initial position interacting with the inner annular groove 45 made in the upper bore 3 of the housing 1, and in the working position with the outer annular groove 46 made on the upper c Upenu 35 of the nozzle 34. In the initial position the pin 33 and the adjusting pipe 34 are connected by a shear pin 47.

Узел распакеровки (фиг.4) для извлечения пакера из эксплуатационной колонны 15 содержит соединенный с колонной труб 32 ступенчатый цилиндр 48, верхней ступенью 49 располагаемый в верхней расточке 3 корпуса 1, а нижней ступенью 50 в его осевом канале 2. В стенке верхней ступени 49 выполнены окна 51, в которых установлены верхние шары 52, в исходном положении взаимодействующие с верхней кольцевой проточкой 53, выполненной на верхней ступени 54 соединителя 55, установленного с возможностью перемещения в ступенчатом цилиндре 48. В стенке верхней ступени 49 цилиндра 48 выполнены сквозные отверстия 56, перекрываемые в исходном положении верхней ступенью 54 соединителя 55, который в исходном положении связан срезными штифтами 57 со ступенчатым цилиндром 48. В стенке нижней ступени 50 цилиндра 48 выполнены окна 58, в которых установлены нижние шары 59, в исходном положении взаимодействующие с нижней кольцевой проточкой 60, выполненной на нижней ступени 61 соединителя 55, в стенке которой выполнены радиальные каналы 62, сообщающиеся с полостью 63 соединителя 55 и перекрытые в исходном положении нижней ступенью 50 ступенчатого цилиндра 48. Под отверстиями в соединителе 55 выполнено седло 64 для сбросового элемента 65, выполненного в виде посыльного шара. The unpacking unit (Fig. 4) for removing the packer from the production casing 15 contains a stepped cylinder 48 connected to the pipe string 32, with the upper step 49 located in the upper bore 3 of the housing 1, and the lower step 50 in its axial channel 2. In the wall of the upper stage 49 windows 51 are made in which upper balls 52 are installed, interacting in an initial position with an upper annular groove 53 made on the upper stage 54 of a connector 55 mounted for movement in a stepped cylinder 48. In the wall of the upper stage 49 qi through hole 56, through holes 56 are made, overlapped in the initial position by the upper stage 54 of the connector 55, which in the initial position is connected by shear pins 57 to the stepped cylinder 48. Windows 58 are made in the wall of the lower stage 50 of the cylinder 48, in which the lower balls 59 are installed, in the initial interacting with the lower annular groove 60 made on the lower stage 61 of the connector 55, in the wall of which there are radial channels 62 communicating with the cavity 63 of the connector 55 and blocked in the initial position by the lower stage 50 a stepped cylinder 48. Under the holes in the connector 55, a seat 64 is made for the discharge member 65, made in the form of a messenger ball.

Пакер работает следующим образом. The packer works as follows.

В исходном положении (фиг. 1), без сбросового элемента 39, на колонне труб 32 пакер спускают в эксплуатационную колонну 15. Заполнение труб 32 жидкостью из скважины производится через канал ствола 5, осевой канал 2, отверстие в седле 38, полость установочного патрубка 34. После спуска в заданный интервал в колонну труб 32 с поверхности спускают сбросовый элемент 39, который садится на седло 38, перекрывая сообщение полости труб 32 с полостью колонны 15, и включают насос для нагнетания с поверхности жидкости в колонну труб 32. Усилие от давления жидкости передается на установочный патрубок 34, который при некоторой величине давления смещается вниз, срезая штифты 47 и воздействуя коническим уступом 42 на коническую поверхность 21 фиксаторной втулки 22 (фиг.2). In the initial position (Fig. 1), without a discharge element 39, on the pipe string 32, the packer is lowered into the production string 15. The pipes 32 are filled with fluid from the well through the bore 5, axial channel 2, the hole in the seat 38, the cavity of the mounting pipe 34 After descent at a predetermined interval into the pipe string 32, a discharge element 39 is lowered from the surface, which sits on the saddle 38, blocking the communication of the pipe cavity 32 with the cavity of the column 15, and the pump is turned on for pumping liquid from the surface into the pipe string 32. Force from the pressure of the liquid per It is given to the mounting sleeve 34, which at a certain pressure value is shifted downwards, cutting off the pins 47 and tapered shoulder 42 acting on the tapered surface 21 of the detent sleeve 22 (Figure 2).

Последняя при перемещении вниз взаимодействует фигурными пазами 20 на конической поверхности 21 с фигурными выступами 19 якорных плашек 13, выдвигая их в радиальном направлении из сквозных пазов 12 корпуса 1. Переместившись на величину зазора между корпусом 1 и обсадной трубой 17, плашки 13 упираются в ее стенку, ограничивая дальнейшее перемещение фиксаторной втулки 22 и установочного патрубка 34 вниз, что фиксируется на поверхности повышением давления жидкости по манометру в нагнетательной линии от насоса. The latter, when moving downward, interacts with the figured grooves 20 on the conical surface 21 with the figured protrusions 19 of the anchor dies 13, pushing them in the radial direction from the through grooves 12 of the housing 1. Having moved to the gap between the housing 1 and the casing 17, the dies 13 abut against its wall , restricting the further movement of the retainer sleeve 22 and the mounting pipe 34 down, which is fixed on the surface by increasing the pressure of the liquid according to the pressure gauge in the discharge line from the pump.

В этом положении прекращают нагнетание жидкости и колонну труб 32 под давлением медленно перемещают вверх или вниз до западания наружной части плашек 13 в канавку 16, образованную в муфте 18 между торцами труб 17. Момент входа плашек 13 в канавку 16 будет регистрироваться на поверхности некоторым уменьшением давления за счет дальнейшего перемещения установочного патрубка 34 и фиксаторной втулки 22 вниз и изменением показаний индикатора нагрузки колонны труб 32, после чего перемещение последней прекращают. In this position, the injection of liquid is stopped and the pipe string 32 is slowly moved up or down under pressure until the outer part of the dies 13 sinks into the groove 16 formed in the sleeve 18 between the ends of the pipes 17. The moment of entry of the dies 13 into the groove 16 will be recorded on the surface by some decrease in pressure due to the further movement of the installation pipe 34 and the clamping sleeve 22 down and by changing the indications of the load indicator of the pipe string 32, after which the movement of the latter is stopped.

При дальнейшем нагнетании жидкости с поверхности установочный патрубок 34 вместе с фиксаторной втулкой 22 будет перемещаться далее вниз, продолжая выдвижение якорных плашек 13 в канавку 16, благодаря чему будет осуществлена предварительная фиксация (якорение) пакера в эксплуатационной колонне 15. Перемещение перечисленных элементов будет продолжаться до их остановки в момент контакта уступа наружной кольцевой проточки 25 фиксаторной втулки 22 с шариками (фиксаторами) 23. В этом положении радиальные каналы 40 установочного патрубка 34 совместятся с радиальными каналами 11 корпуса 1 и гидравлически сообщат полость установочного патрубка 34 с полостью 10, вследствие чего нагнетаемая с поверхности в колонну труб 32 жидкость под давлением будет поступать в полость 10. Усилием от этого давления поршень 8 с обечайкой 9 будут смещаться вниз, сжимая уплотнительный элемент 7, который, расширяясь и взаимодействуя со стенкой трубы 17, герметично разобщит эксплуатационную колонну 15, благодаря чему будет осуществлена и пакеровка, т.е. полное срабатывание пакера в обсадной колонне 15. With further injection of fluid from the surface, the installation pipe 34 together with the retainer sleeve 22 will move further downward, continuing to extend the anchor dies 13 into the groove 16, so that the packer will be pre-fixed (anchored) in the production casing 15. The listed elements will continue to move until they are stop at the moment of contact of the ledge of the outer annular groove 25 of the retaining sleeve 22 with the balls (latches) 23. In this position, the radial channels 40 of the mounting pipe 34 will combine Cavity with the radial channels 11 of the housing 1 and hydraulically communicate the cavity of the mounting pipe 34 with the cavity 10, as a result of which the fluid pumped from the surface into the pipe string 32 will enter the cavity 10 under pressure. By this pressure the piston 8 with the shell 9 will shift downward, compressing a sealing element 7, which, expanding and interacting with the wall of the pipe 17, hermetically disconnects the production casing 15, due to which packing will also be carried out, i.e. full operation of the packer in the casing 15.

В конце хода поршня 8 с обечайкой 9 вниз проточка 31 установится против сквозных отверстий 24 и фиксаторы 23, воспринимающие усилие от продолжающегося воздействия фиксаторной втулки 22, западают в проточку 31 обечайки 9, одновременно выходя из проточки 25 и обеспечивая возможность дальнейшего перемещения фиксаторной втулки 22 и установочного патрубка 34 вниз. При этом фиксаторная втулка 22 будет своей наружной поверхностью удерживать фиксаторы 23 в проточке 31, в результате чего обечайка 9 с поршнем 8 неподвижно фиксируются относительно корпуса 1 и удерживают элемент 7 в сжатом состоянии. Одновременно с перемещением фиксаторной втулки 22 вниз будет осуществляться дальнейшее выдвижение якорных плашек 13 в радиальном направлении в канавку 16, благодаря чему будет осуществлена окончательная фиксация (якорение) пакера в эксплуатационной колонне 15. At the end of the stroke of the piston 8 with the casing 9 downward, the groove 31 is installed against the through holes 24 and the latches 23, which receive the force from the ongoing action of the retainer sleeve 22, fall into the groove 31 of the shell 9, while simultaneously leaving the groove 25 and allowing further movement of the retainer sleeve 22 and installation pipe 34 down. In this case, the retainer sleeve 22 will retain its retainers 23 in its groove 31 on its outer surface, as a result of which the shell 9 with the piston 8 are fixedly fixed relative to the housing 1 and hold the element 7 in a compressed state. Simultaneously with the locking sleeve 22 moving downward, the anchor dies 13 will be further extended radially into the groove 16, so that the packer will be finally fixed (anchored) in the production casing 15.

В конце хода втулки 22 вниз штифты 28, поджимаемые пружинами 29, западают в кольцевую канавку 30, фиксируя втулку 22 относительно корпуса 1. При этом наружная кольцевая проточка 46 на верхней ступени 35 установочного патрубка 34 устанавливается против отверстий 43 и ниппельные шары 44 получают возможность выхода из внутренней кольцевой проточки 45 корпуса 1, обеспечивая рассоединение ниппеля 33 с корпусом 1. В конце хода установочного патрубка 34 вниз его верхняя ступень 35 открывает отверстия 41, которые сообщают полость труб 32 с полостью колонны 15 над пакером. На поверхности момент окончания пакеровки и рассоединения ниппеля 33 с корпусом 1 будет регистрироваться падением давления и восстановлением циркуляции жидкости из скважины, после чего колонну труб 32 с ниппелем 33 и установочным патрубком 34 извлекают на поверхность, оставляя в скважине автономно установленный пакер (фиг. 3). Излив жидкости из труб 32 при этом осуществляется через отверстия 41 и радиальные каналы 40. At the end of the stroke of the sleeve 22, the pins 28, pressed by the springs 29, fall into the annular groove 30, fixing the sleeve 22 relative to the housing 1. In this case, the outer annular groove 46 on the upper stage 35 of the mounting pipe 34 is installed against the holes 43 and the nipple balls 44 are allowed to exit from the inner annular groove 45 of the housing 1, ensuring the disconnection of the nipple 33 with the housing 1. At the end of the stroke of the installation pipe 34 downward, its upper step 35 opens holes 41 that communicate with the pipe cavity 32 with the column cavity 15 above pa Kerom. On the surface, the moment of termination of the packing and disconnection of the nipple 33 with the body 1 will be recorded by the pressure drop and the restoration of fluid circulation from the well, after which the pipe string 32 with the nipple 33 and the installation pipe 34 is removed to the surface, leaving a stand-alone packer in the well (Fig. 3) . The spill of liquid from the pipes 32 is carried out through the holes 41 and the radial channels 40.

Благодаря фиксации пакера в колонне 15 плашками 13, взаимодействующими с канавкой 16, образованной в муфте 18 между торцами труб 17, исключается возможность установки уплотнительного элемента 7 при пакеровке в зоне муфтового соединения труб 17. Тем самым предотвращается возможность затекания эластичного материала уплотнительного элемента 7 в канавку 16 и гарантируется его взаимодействие только с гладкой стенкой трубы 17, чем обеспечивается сохранность, долговечность и надежность работы элемента 7. Due to the fixation of the packer in the column 15 by the dies 13 interacting with the groove 16 formed in the coupling 18 between the ends of the pipes 17, the possibility of installing the sealing element 7 when packing in the area of the pipe coupling 17 is eliminated. This prevents the elastic material of the sealing element 7 from flowing into the groove 16 and its interaction is guaranteed only with a smooth wall of the pipe 17, which ensures the safety, durability and reliability of the element 7.

Благодаря фиксации втулки 22 штифтами 28 исключается возможность ее самопроизвольного смещения вверх или страгивания потоком добываемого флюида, приборами, спускаемыми в подпакерную зону колонны 15 на кабеле или трубах, или другим оборудованием. Тем самым предотвращается возможность выхода плашек 13 из канавки 16 при взаимодействии выступов 19 с пазами 20, выполненными на конической поверхности 21, т.е. исключается возможность расфиксации (разъякоривания) пакера. Одновременно с этим исключается возможность расфиксации обечайки 9 с фиксаторами 23, взаимодействующими с проточкой 31, так как фиксаторы 23 не могут запасть в проточку 25 при неподвижной втулке 22. Тем самым обеспечивается надежное удержание поршнем 8 элемента 7 в сжатом состоянии, предотвращается распакеровка и потеря герметичности в интервале разобщения колонны 15. В совокупности это способствует повышению надежности работы пакера. Thanks to the fixing of the sleeve 22 by pins 28, the possibility of its spontaneous upward movement or movement by the flow of produced fluid, devices lowered into the under-packer zone of the column 15 on the cable or pipes, or other equipment is excluded. This prevents the possibility of the dies 13 coming out of the groove 16 during the interaction of the protrusions 19 with the grooves 20 made on the conical surface 21, i.e. eliminates the possibility of release (decompression) of the packer. At the same time, the possibility of unlocking the shell 9 with the latches 23 interacting with the groove 31 is excluded, since the latches 23 cannot fit into the groove 25 when the sleeve 22 is stationary. This ensures that the piston 8 keeps the element 7 in a compressed state, unpacking and loss of tightness are prevented in the interval of separation of the column 15. Together, this helps to increase the reliability of the packer.

При необходимости извлечения пакера на поверхность в колонну 15 на трубах 32 спускают узел распакеровки (фиг.4), включающий ступенчатый цилиндр 48, соединенный с колонной труб 32 и установленный в нем соединитель 55. При спуске нижняя ступень 50 цилиндра 48 входит в осевой канал 2, а верхняя ступень 49 в верхнюю расточку 3 корпуса 1. При этом нижние шары 59 устанавливаются против расточки 26 фиксаторной втулки 22, а верхние шары 52 против внутренней кольцевой проточки 45 канавки корпуса 1. В колонну труб 32 спускают сбросовый элемент 65 в виде шара и включают насос для нагнетания жидкости в трубы 32. При посадке шара (элемента 65) на седло 64 усилием от повышения давления соединитель 55 перемещается вниз, срезая штифт 57 (фиг.5) и выталкивая нижние шары 59 в проточку 26, а верхние шары 52 в проточку 45. В конце хода соединителя 55 вниз открываются отверстия 56 и радиальные каналы 62, давление в трубах 32 падает и восстанавливается циркуляция, что регистриpуется на поверхности и служит информацией о срабатывании узла распакеровки. If it is necessary to remove the packer to the surface in the column 15 on the pipes 32, the unpacking unit is lowered (Fig. 4), including a step cylinder 48 connected to the pipe string 32 and a connector 55 installed therein. When lowering, the lower stage 50 of the cylinder 48 enters the axial channel 2 , and the upper stage 49 is in the upper bore 3 of the housing 1. In this case, the lower balls 59 are installed against the bore 26 of the retainer sleeve 22, and the upper balls 52 against the inner annular groove 45 of the groove of the housing 1. The discharge element 65 is lowered into the pipe string 32 in the form of a ball and include n a sos for pumping fluid into the pipes 32. When the ball (element 65) is seated on the seat 64 due to pressure increase, the connector 55 moves downward, cutting off the pin 57 (Fig. 5) and pushing the lower balls 59 into the groove 26, and the upper balls 52 into the groove 45. At the end of the connector 55 stroke, openings 56 and radial channels 62 open, the pressure in the pipes 32 drops and circulation is restored, which is recorded on the surface and serves as information about the operation of the unpacking unit.

При этом ступенчатый цилиндр 48 будет связан с корпусом 1 верхними шарами 52, а с фиксаторной втулкой 22 нижними шарами 59, после чего колонну труб 32 со ступенчатым цилиндром 48 поднимают. При этом шары 52 перемещаются вверх по ширине внутренней кольцевой проточки 45, обеспечивая беспрепятственное перемещение ступенчатого цилиндра 48 и связанной с ним через шары 59 фиксаторной втулки 22 вверх в начале движения которой срезаются штифты 28. При дальнейшем ее перемещении фигурные пазы 20 втулки 22, взаимодействуя с фигурными выступами 19 плашек 13, принудительно перемещают последние из канавки 16 внутрь корпуса 1, чему способствуют и пружины 14, выполненные в виде упруго деформируемых разрезных колец. Тем самым обеспечивается расфиксация (разъякоривание) пакера в колонне 15. В конце хода фиксаторной втулки 22 вверх проточка 25 устанавливается напротив фиксаторов 23, которые западают в нее, выходя из проточки 31 и обеспечивая расфиксацию обечайки 9. In this case, the stepped cylinder 48 will be connected with the housing 1 by the upper balls 52, and with the locking sleeve 22 by the lower balls 59, after which the pipe string 32 with the stepped cylinder 48 is lifted. In this case, the balls 52 move upward along the width of the inner annular groove 45, providing unimpeded movement of the stepped cylinder 48 and the fixing sleeve 22 connected through the balls 59 upward at the beginning of the movement of which the pins 28 are cut. With its further movement, the figured grooves 20 of the sleeve 22 interacting with curly protrusions 19 of the dies 13, forcibly move the last of the grooves 16 into the housing 1, which is facilitated by the springs 14, made in the form of elastically deformable split rings. This ensures that the packer is unlocked (unlocked) in the column 15. At the end of the upward movement of the retainer sleeve 22, the groove 25 is installed opposite the retainers 23, which sink into it, leaving the groove 31 and ensure that the shell 9 is unlocked.

Уплотнительный элемент 7, упруго расширяясь, перемещает поршень 8 с обечайкой 9 вверх и уменьшает свой диаметр до первоначального, чем достигается распакеровка, после чего колонну труб 32 с пакером, удерживаемым благодаря взаимодействию шаров 52 с внутренней кольцевой проточкой 45 корпуса 1, поднимают на поверхность. The sealing element 7, expanding elastically, moves the piston 8 with the rim 9 up and reduces its diameter to the original diameter, which unpacking is achieved, after which the pipe string 32 with the packer held by the interaction of the balls 52 with the inner annular groove 45 of the housing 1 is raised to the surface.

Применение заявляемого пакера позволяет повысить надежность работы как при установке, так и при эксплуатации и распакеровке, обеспечивая возможность эксплуатации как при автономной установке в колонне, так и подвешенным на трубах, исключая попадание на забой скважины деталей пакера в виде седел и шаров. The use of the inventive packer can improve reliability both during installation and during operation and unpacking, providing the possibility of operation both in stand-alone installation in the column and suspended on pipes, excluding the packer parts getting into the bottom of the well in the form of saddles and balls.

Claims

A PACKER, comprising a housing with axial and radial channels, a barrel connected to the housing, on which a sealing element is installed, limited by a support and interacting with a shell made with a groove and forming a cavity communicating with the housing through the radial channel of the housing with its axial channel, a clamp of the sealing element in the working position, installed in the housing with the possibility of placing a sealing element in the groove of the shell in the working position, spring-loaded anchor plates and a locking sleeve operating with them with a conical surface and an external groove for accommodating the clamps in the initial position of the packer, an installation pipe with a seat for a discharge element and an unpacking unit installed in the axial channel of the housing, including a step cylinder connected to the pipe string, characterized in that it equipped with a disconnection unit, including a nipple connected to the pipe string with holes installed in the nipple holes with nipple balls mounted in a stepped cylinder with the possibility of with limited axial movement and a shear element connected to it in the extreme upper position with a connector having an upper and lower annular grooves on the outer surface, a saddle for the discharge element and upper and lower balls, the housing is made with an internal annular groove, the installation pipe is made with an external annular groove , connected by a shear element with a nipple and installed with the possibility of limited axial movement and alignment in the extreme lower position of its radial channels with radial channels of the core pus, the stepped cylinder is made with windows in which the upper and lower balls are installed with the possibility of placing the sealing element in the upper and lower grooves of the connector, respectively, and in the lowermost position of the latter, respectively, in the groove of the housing and the inner groove of the retainer sleeve, while nipple balls in the initial position of the packer are placed in the inner annular groove of the housing, and in the lowermost position of the installation pipe in its outer annular groove.