RU2152506C1 - Well-head packer - Google Patents

Abstract

FIELD: oil and gas production, geological prospecting. SUBSTANCE: invention is intended for tightness test of well-head part of casing string together with anti-outburst equipment when drilling oil and gas wells. Well-head is made of body, sealing unit and tail part. Sealing unit is composed of two radial sealing rings with collars and sloping outer chamfers to put packer into well-head. Sealing rings are separated by washer with bevels geometrically corresponding to surfaces of collars of sealing ring. Washer has ducts to feed fluid from upper sealing ring to lower one. Spacing sleeve limits degree of compression of sealing rings by rests-stabilizers. Upper rest-stabilizer has ducts to feed fluid from well clearance into space of upper sealing ring. Tail part is provided with circular row of through radial holes with thread for setting of stopping screws fixing tail part in annular groove of body. Packer is lowered on drilling pipes. Pressure is formed in well clearance. Packer seals zone of hydrostatic test. Sealing rings take original shape after stop of feed of hydrostatic test fluid. EFFECT: increased functional reliability of packer in process of hydrostatic test of well-head part of casing string together with anti-outburst equipment. 1 dwg

Description

Изобретение относится к нефтегазодобывающей и геологоразведочной отраслям промышленности и предназначено для проверки герметичности приустьевой части обсадной колонны совместно с противовыбросовым оборудованием при бурении нефтяных и газовых скважин. The invention relates to the oil and gas exploration and exploration industries and is intended to test the tightness of the estuary part of the casing together with blowout preventer when drilling oil and gas wells.

Известна конструкция устьевого пакера (1), состоящая из корпуса, манжеты, упора, стабилизатора, двух гаек и шайбы. Пакер спускают в скважину на колонне бурильных труб до требуемой глубины и, закачивая жидкость, создают давление в затрубном пространстве. Known design of the wellhead packer (1), consisting of a housing, cuff, emphasis, stabilizer, two nuts and washers. The packer is lowered into the well on the drill pipe string to the required depth and, pumping fluid, create pressure in the annulus.

Однако известная конструкция обладает низкой надежностью своей работы при больших давлениях опрессовки из-за затекания нижней части манжеты в кольцевой зазор между пакером и обсадной трубой. However, the known design has low reliability of its operation at high pressure crimping due to leakage of the lower part of the cuff into the annular gap between the packer and the casing.

Целью изобретения является повышение надежности работы пакера при опрессовке приустьевой части колонны совместно с установленным на ней противовыбросовым оборудованием. The aim of the invention is to increase the reliability of the packer during pressure testing of the mouth section of the column together with blowout control equipment installed on it.

Поставленная цель достигается тем, что в пакере устьевом, состоящем из корпуса, узла уплотнения и хвостовика, узел уплотнения выполнен из двух радиальных манжет с воротничками и пологими наружными фасками для ввода пакера в устье скважины, разделенных шайбой со скосами, геометрически соответствующими поверхности воротничков манжет, и снабженной каналами подачи жидкости из верхней манжеты в нижнюю, а также распорной втулки для ограничения степени сжатия манжет упорами-стабилизаторами, верхний из которых снабжен каналами подачи жидкости из затрубного пространства в полость верхней манжеты, при этом хвостовик снабжен кольцевым рядом радиальных сквозных отверстий с резьбой для установки стопорных винтов, фиксирующих хвостовик в кольцевой проточке корпуса. This goal is achieved by the fact that in the wellhead packer, consisting of a housing, a seal assembly and a liner, the seal assembly is made of two radial cuffs with collars and shallow outer chamfers for introducing the packer into the wellhead, separated by a washer with bevels, geometrically corresponding to the surface of the collar collars, and equipped with channels for supplying fluid from the upper cuff to the bottom, as well as a spacer sleeve to limit the degree of compression of the cuffs with stabilizer stops, the upper of which is equipped with fluid supply channels from the annulus into the cavity of the upper collar, wherein the shank is provided with an annular radial through holes adjacent the threaded locking screws for installation, the fixing shank in an annular groove of the housing.

На чертеже изображен пакер, состоящий из корпуса 1, узла уплотнения 2 и хвостовика 3. The drawing shows a packer consisting of a housing 1, a seal assembly 2 and a shank 3.

Узел уплотнения 2 состоит из двух радиальных манжет 4, 5 с воротничками и пологими наружными фасками для ввода пакера в устье скважин, разделенных шайбой 6 со скосами, геометрически соответствующими поверхности воротничков манжет, установленных на корпусе 1 концентрично оси пакера, и снабженной каналами подачи жидкости из верхней манжеты 4 в нижнюю 5, а также распорной втулки 7, предназначенной для ограничения степени сжатия манжет, а также двух упоров-стабилизаторов 8, 9. Шайба 6 и верхний упор-стабилизатор 8 снабжены каналами для доступа рабочей жидкости в полости, образующиеся между манжетами и распорной втулкой. The seal assembly 2 consists of two radial cuffs 4, 5 with collars and shallow outer chamfers for entering the packer at the wellhead, separated by a washer 6 with bevels, geometrically corresponding to the surface of the collar cuffs installed on the housing 1 concentrically to the axis of the packer, and equipped with fluid supply channels from the upper cuff 4 to the lower 5, as well as the spacer sleeve 7, designed to limit the degree of compression of the cuffs, as well as two stops-stabilizers 8, 9. The washer 6 and the upper stop-stabilizer 8 are provided with access channels for working fluid in the cavity between the cuffs and the spacer sleeve.

Корпус 1 выполнен в виде полого цилиндра с головкой и снабжен внутренней резьбой для присоединения к ниппельной части бурильной трубы и наружной резьбой для присоединения хвостовика 3. Корпус также имеет кольцевую проточку 10 для фиксации хвостовика 3 стопорными винтами 11 с целью предотвращения его отворота. The housing 1 is made in the form of a hollow cylinder with a head and is equipped with an internal thread for connecting to the nipple part of the drill pipe and an external thread for attaching the shank 3. The housing also has an annular groove 10 for fixing the shank 3 with locking screws 11 in order to prevent its turning.

Хвостовик 3 выполнен также в виде полого цилиндра, снабженного в верхней части внутренней резьбой для присоединения к корпусу пакера, а в нижней части - наружной резьбой для присоединения к бурильным трубам. Хвостовик 3 снабжен кольцевым рядом радиально расположенных сквозных отверстий 12 с резьбой для установки стопорных винтов 11. The shank 3 is also made in the form of a hollow cylinder, equipped in the upper part with an internal thread for connection to the packer body, and in the lower part, an external thread for connection to the drill pipe. The shank 3 is equipped with an annular row of radially located through holes 12 with a thread for installing the locking screws 11.

Операция опрессовки осуществляется следующим образом. The crimping operation is as follows.

Пакер в собранном виде спускают в скважину на колонне бурильных труб на требуемую глубину. Затем, закачивая опрессовочную жидкость, создают давление в затрубном пространстве. Жидкость, попадая через каналы в верхнем упоре-стабилизаторе 8 и разделительной шайбе 6, заполняет полости манжет, заставляя их деформироваться и "надуваться". The packer assembled is lowered into the well on the drill pipe string to the required depth. Then, pumping the injection fluid, create pressure in the annulus. The liquid, entering through the channels in the upper stop-stabilizer 8 and the separation washer 6, fills the cavity of the cuffs, causing them to deform and "inflate".

Манжеты перекрывают полость обсадной трубы, герметизируя зону опрессовки. При этом степень герметизации прямо пропорциональна давлению нагнетания опрессовочной жидкости в затрубное пространство. Технология опрессовки - штатная, согласно утвержденной инструкции. Cuffs overlap the casing cavity, sealing the pressure zone. In this case, the degree of sealing is directly proportional to the pressure of injection of the compression fluid into the annulus. Crimping technology - standard, according to the approved instructions.

Для извлечения пакера прекращают подачу опрессовочной жидкости и сбрасывают давление. При этом манжеты принимают первоначальную форму. Пакер извлекается из скважины. To remove the packer, the flow of the compression fluid is stopped and the pressure is released. In this case, the cuffs take their original shape. The packer is removed from the well.

Преимуществом пакера предлагаемой конструкции является более высокая надежность его работы при высоких давлениях, т.к. осевое усилие в результате давления опрессовочной жидкости воздействует только на верхнюю манжету, в то время как нижняя манжета в результате воздействия только радиального усилия прижимается к стенкам обсадной трубы, препятствуя тем самым затеканию верхней манжеты в кольцевой зазор между пакером и обсадной трубой. The advantage of the packer of the proposed design is a higher reliability of its operation at high pressures, because the axial force as a result of the pressure of the crimping fluid acts only on the upper cuff, while the lower cuff as a result of only radial force is pressed against the walls of the casing, thereby preventing the upper cuff from flowing into the annular gap between the packer and the casing.

Источник информации
1. Радковский В.Р. и др. Оборудование и инструмент для предупреждения и ликвидации фонтанов. Справочник. Москва, Недра, 1996, с. 136 - 137.Sourse of information
1. Radkovsky V.R. and other equipment and tools for the prevention and elimination of fountains. Directory. Moscow, Nedra, 1996, p. 136 - 137.

Claims (1)

Пакер устьевой, состоящий из корпуса, узла уплотнения и хвостовика, отличающийся тем, что узел уплотнения выполнен из двух радиальных манжет с воротничками и пологими наружными фасками для ввода пакера в устье скважины, разделенных шайбой со скосами, геометрически соответствующими поверхности воротничков манжет, и снабженной каналами подачи жидкости из верхней манжеты в нижнюю, а также распорной втулки для ограничения степени сжатия манжет упорами-стабилизаторами, верхний из которых снабжен каналами подачи жидкости из затрубного пространства в полость верхней манжеты, при этом хвостовик снабжен кольцевым рядом радиальных сквозных отверстий с резьбой для установки стопорных винтов, фиксирующих хвостовик в кольцевой проточке корпуса. Wellhead packer, consisting of a housing, a seal assembly and a liner, characterized in that the seal assembly is made of two radial cuffs with collars and shallow outer chamfers for introducing the packer at the wellhead, separated by a washer with bevels geometrically corresponding to the collar collar surface and provided with channels fluid supply from the upper cuff to the lower cuff, as well as the spacer sleeve to limit the degree of compression of the cuffs with stabilizer stops, the upper of which is equipped with fluid supply channels from the annulus of the space in the cavity of the upper collar, wherein the shank is provided with an annular radial through holes adjacent the threaded locking screws for installation, the fixing shank in an annular groove of the housing.