RU2163656C1 - Gear to seal borehole - Google Patents

Abstract

FIELD: construction industry, operation of oil and gas wells. SUBSTANCE: given gear is related to devices meant to seal pipe and hole clearances of boreholes which is necessary, for example, to maintain collector properties of productive seam while mounting cement bridges in shaft of borehole above productive seam, to isolate lying above water-bearing seams, to plug boreholes for replacement of operational equipment, etc. Gear includes hollow sectional body, tail part coupled to lower part of this body, sealing unit placed outside of body, bushing with location seat. Bushing is mounted inside body for axial movement and is tied up with body by means of shear lockpin. Gear also has branch pipe with through ducts that is located between bushing and body. Body has internal annular groove positioned opposite to through ducts of branch pipe. Supporting balls are located in through ducts by one part of them, other part of balls is located in internal annular groove of body. Bushing is located opposite to through ducts of branch pipe. Transportation column is linked to this branch pipe. Body has additional annular groove above its internal annular groove. Sealing unit comes in the form of set of sections of self-sealing collars mounted for interaction while their sealing tabs are in operational position of gear. Upper part of tabs has larger curvature than their lower part. EFFECT: simplified design of gear, enhanced operational reliability and widened functional capabilities of gear. 1 cl, 1 dwg

Description

Изобретение относится к области строительства и эксплуатации нефтяных и газовых скважин и, в частности, к устройствам для герметизации трубного и затрубного пространства скважин, необходимого, например, для сохранения коллекторских свойств продуктивного пласта при установке цементных мостов в стволе скважины над продуктивным пластом, осуществления изоляции вышезалегающих водопроявляющих пластов, глушении скважины с целью, например, замены эксплуатационного оборудования и пр. The invention relates to the field of construction and operation of oil and gas wells and, in particular, to devices for sealing the pipe and annular space of wells, necessary, for example, to preserve the reservoir properties of the reservoir when installing cement bridges in the borehole above the reservoir, to isolate overlying water-developing strata, killing wells with the aim, for example, of replacing production equipment, etc.

Известно устройство для герметизации скважины, включающее полый корпус, размещенный на корпусе уплотнительный узел, помещенный в корпусе клапан и хвостовик (1). A device for sealing a well is known, including a hollow body, a sealing assembly located on the body, a valve and a liner (1) placed in the body.

Недостатком устройства является сложность его изготовления и необходимость задействования специального оборудования по управлению работой клапана-отсекателя. The disadvantage of this device is the complexity of its manufacture and the need to use special equipment to control the operation of the shutoff valve.

Наиболее близким аналогом изобретения является устройство для герметизации скважины, включающее полый составной корпус, хвостовик, связанный с нижней частью корпуса, уплотнительный узел, помещенный снаружи корпуса, втулку с посадочным седлом, помещенную внутри корпуса с возможностью осевого перемещения и связавшую с корпусом срезным штифтом, бросовый элемент под посадочное седло втулки и транспортировочную колонну труб (2). The closest analogue of the invention is a device for sealing a well, comprising a hollow composite body, a liner connected to the lower part of the body, a sealing assembly placed outside the body, a sleeve with a seat, placed inside the body with the possibility of axial movement and connected to the body by a shear pin, an element for the landing seat of the sleeve and the transport pipe string (2).

Недостатком этого устройства является его сложность, а также сложность отсоединения транспортировочной колонны от устройства и извлечения устройства из скважины. The disadvantage of this device is its complexity, as well as the difficulty of disconnecting the transport column from the device and removing the device from the well.

Техническим результатом изобретения является упрощение устройства, повышение надежности его работы и расширение функциональных возможностей. The technical result of the invention is to simplify the device, increase the reliability of its operation and expand the functionality.

Необходимый технический результат достигается тем, что устройство для герметизации скважины, включающее полый составной корпус, хвостовик, связанный с нижней частью корпуса, уплотнительный узел, помещенный снаружи корпуса, втулку с посадочным седлом, помещенную внутри корпуса с возможностью осевого перемещения и связанную с корпусом срезным штифтом, бросовый элемент под посадочное седло втулки и транспортировочную колонну труб, согласно изобретению, оно снабжено патрубком со сквозными каналами, помещенным между втулкой и корпусом, который против сквозных каналов патрубка выполнен с внутренней кольцевой проточкой, и опорными шарами, помещенными одной частью в сквозных каналах патрубка, а другой их частью во внутренней кольцевой проточке корпуса, при этом втулка помещена против сквозных каналов патрубка, транспортировочная колонна соединена с этим патрубком, корпус выше его внутренней проточки выполнен с дополнительной кольцевой проточкой, а уплотнительный узел выполнен в виде набора секций самоуплотняющихся манжет с возможностью взаимодействия между собой, в рабочем положении устройства, уплотнительных частей соседних секций, в каждой из которых эти уплотнительные части по верхней поверхности имеют большую кривизну, чем по нижней поверхности. The required technical result is achieved by the fact that the device for sealing the well, including a hollow composite housing, a liner connected to the lower part of the housing, a sealing assembly placed outside the housing, a sleeve with a seat, placed inside the housing with the possibility of axial movement and connected with the housing by a shear pin , the waste element for the landing seat of the sleeve and the transport pipe string, according to the invention, it is equipped with a nozzle with through channels placed between the sleeve and the housing, against the through channels of the nozzle is made with an inner annular groove, and supporting balls placed one part in the through channels of the nozzle, and the other part in the inner annular groove of the housing, the sleeve is placed against the through channels of the nozzle, the transport column is connected to this nozzle, the housing above its inner groove is made with an additional annular groove, and the sealing assembly is made in the form of a set of sections of self-sealing cuffs with the possibility of interaction with each other, in a slave than the position of the device, the sealing parts of adjacent sections, in each of which the sealing portion of the upper surface have a greater curvature than the lower surface.

Кроме того, хвостовик в нижней части под продуктивным пластом выполнен с перепускными отверстиями. In addition, the shank in the lower part under the reservoir is made with bypass holes.

Устройство, при его максимальной простоте изготовления и эксплуатации, обеспечивает возможность надежного разобщения одного интервала скважины (по трубному и межтрубному пространству) от другого интервала скважины. The device, with its maximum ease of manufacture and operation, provides the possibility of reliable separation of one interval of the well (in the pipe and annular space) from another interval of the well.

Выполнение самоуплотняющихся манжет с возможностью взаимодействия между собой в рабочем положении устройства обеспечивает своего рода пакетный уплотнитель, способный выдерживать значительные гидравлические перепады давлений. В то же время при транспортировке устройства в необходимый интервал скважины самоуплотняющиеся манжеты по отдельности не являются препятствием спуску. The implementation of self-sealing cuffs with the possibility of interaction with each other in the working position of the device provides a kind of packet seal that can withstand significant hydraulic pressure drops. At the same time, when transporting the device to the required interval of the well, self-sealing cuffs individually are not an obstacle to descent.

Выполнение уплотнительных частей манжет (уплотнительных лепестков) по верхней поверхности с большей кривизной, чем по нижней поверхности, обеспечивает получение их необходимой упругости. The implementation of the sealing parts of the cuffs (sealing lobes) on the upper surface with a greater curvature than on the lower surface, provides their necessary elasticity.

Возможность надежного разобщения одного интервала скважины от другого создает условия проведения необходимых мероприятий в выбранном интервале ствола скважины, не оказывая воздействия на другой интервал ствола этой скважины, например, интервал продуктивного пласта. Таким образом могут быть проведены, например, работы по изоляции залегающих над продуктивным пластом водопроявляющих горизонтов, изоляция продуктивного пласта на период ремонтных работ с закачкой над продуктивным пластом (и над размещенным в скважине устройством) жидкости глушения. В этом случае, при исключении контакта продуктивного пласта с технологическими жидкостями, нет необходимости проведения долговременной (а зачастую и безуспешной) операции восстановления коллекторских свойств продуктивного пласта после проведения, например, ремонтных работ в стволе скважины. The possibility of reliable separation of one interval of the well from another creates the conditions for the necessary activities in the selected interval of the wellbore without affecting the other interval of the wellbore, for example, the interval of the reservoir. Thus, for example, work can be done to isolate the water-developing horizons lying above the reservoir, to isolate the reservoir for the period of repair work by injecting the kill fluid over the reservoir (and the device located in the well). In this case, with the exclusion of contact between the reservoir and the process fluids, there is no need for a long-term (and often unsuccessful) operation to restore the reservoir properties of the reservoir after, for example, repair work in the wellbore.

После проведения ремонтных работ само устройство может быть извлечено из скважины без особых затруднений. Для снижения нагрузок страгивания (в начальный момент) при извлечении устройства ловитель (на трубах) в нижней части должен иметь перепускные циркуляционные каналы, связывающие его затрубное пространство с полостью устройства (хвостовика). Сам же хвостовик для этого случая должен быть выполнен в нижней части (под продуктивным пластом) с перепускными отверстиями, сообщающими его полость с затрубным пространством. After carrying out repair work, the device itself can be removed from the well without much difficulty. To reduce the straining load (at the initial moment) when removing the device, the catcher (on the pipes) in the lower part should have bypass circulation channels connecting its annular space with the cavity of the device (liner). The shank itself for this case should be made in the lower part (under the reservoir) with bypass holes communicating its cavity with the annulus.

Поэтому при извлечении устройства образуется единая гидравлическая система связи гидростатического столба жидкости над устройством с гидропроводным продуктивным пластом. Это обеспечивает возможность перераспределения гидростатических нагрузок с труб ловителя и подъемного устройства на устье скважины на продуктивный пласт. Выполнение перепускных отверстий в нижней части хвостовика создает возможность передачи гидродинамических нагрузок, в момент страгивания устройства, через жидкость, заполняющую скважину в интервале продуктивного пласта, на собственно гидропроводную систему продуктивного пласта, исключающую гидроудар. При этом перетоки жидкости, если и будут происходить, то могут регулироваться за счет скорости подъема ловителя с устройством. Сама же жидкость перетока (не гидродинамическое давление) будет воздействовать на интервал скважины ниже интервала продуктивного пласта, не кольматируя сам продуктивный пласт. Therefore, when removing the device, a single hydraulic communication system is formed for the hydrostatic liquid column above the device with the hydroconductive reservoir. This provides the ability to redistribute hydrostatic loads from the pipes of the catcher and the lifting device at the wellhead to the reservoir. The implementation of the bypass holes in the lower part of the liner creates the possibility of transferring hydrodynamic loads, at the moment the device is strained, through the fluid filling the well in the interval of the reservoir, to the actual hydraulic conduction system of the reservoir, eliminating water hammer. In this case, fluid flows, if they occur, can be regulated due to the speed of ascent of the trap with the device. The very fluid of the overflow (not hydrodynamic pressure) will affect the interval of the well below the interval of the reservoir, without clogging the reservoir itself.

В качестве жидкости, заполняющей интервал скважины против продуктивного пласта, может быть принята, например, нефть этого продуктивного пласта, исключающая его кольматацию. As the fluid filling the interval of the well against the reservoir, for example, oil of this reservoir may be adopted, excluding its clogging.

В ряде случаев вышеописанная схема извлечения устройства может быть использована для "раскачки" продуктивного пласта, его стимуляции после простоя скважины волнами гидродинамического давления. In some cases, the above-described device extraction scheme can be used to “swing” a productive formation and stimulate it after idle time of a well by hydrodynamic pressure waves.

Это может быть обеспечено за счет поршневания, где своеобразным поршнем является это устройство с самоуплотняющимися манжетами, при его перемещении (в том числе вниз). This can be achieved through pistoning, where this device with self-sealing cuffs, when moving it (including downward), is a kind of piston.

На чертеже изображен общий вид устройства для герметизации скважины. The drawing shows a General view of a device for sealing a well.

Устройство включает в себя полый составной корпус 1, хвостовик 2, связанный с нижней частью полого составного корпуса 1, уплотнительный узел 3, помещенный снаружи полого составного корпуса 1, втулку 4 с посадочным седлом 5, помещенную внутри корпуса 1 и связанную с ним срезным штифтом б, бросовый элемент 7 под посадочное седло 5 втулки 4 и транспортировочную колонну труб 8. The device includes a hollow composite housing 1, a shank 2 connected to the lower part of the hollow composite housing 1, a sealing assembly 3 placed outside the hollow composite housing 1, a sleeve 4 with a seating seat 5 placed inside the housing 1 and connected with a shear pin b , a thrown element 7 under the landing seat 5 of the sleeve 4 and the transport pipe string 8.

Между втулкой 4 и полым составным корпусом 1 помещен патрубок 9 со сквозными каналами 10. Против этих каналов полый составной корпус 1 выполнен с внутренней кольцевой проточкой 11. В сквозных каналах патрубка 9 и внутренней кольцевой проточке 11 помещены опорные шары 12. Они помещены так, что часть каждого из шаров помещена во внутренней кольцевой проточке 11, а другая часть помещена в сквозных каналах 10 патрубка 9. Втулка 4 помещена против сквозных каналов патрубка 9. Корпус выше его внутренней кольцевой проточки 11 выполнен с дополнительной кольцевой проточкой 13 под ловитель (не показан). Транспортировочная колонна труб 8 соединена с патрубком 9. Уплотнительный узел 3 выполнен в виде набора секций 14 самоуплотняющихся манжет с уплотнительными лепестками 15. Они выполнены таким образом, что в рабочем положении устройства уплотнительные лепестки 15 соседних секций самоуплотняющихся манжет 14 взаимодействуют между собой. Уплотнительные лепестки по верхней поверхности имеют большую кривизну, чем по нижней поверхности. Between the sleeve 4 and the hollow composite body 1, a pipe 9 with through channels 10 is placed. Against these channels, the hollow composite body 1 is made with an inner ring groove 11. Support balls 12 are placed in the through channels of the pipe 9 and the inner ring groove 11. They are placed so that part of each of the balls is placed in the inner annular groove 11, and the other part is placed in the through channels 10 of the nozzle 9. The sleeve 4 is placed against the through channels of the nozzle 9. The housing above its inner annular groove 11 is made with an additional ring second groove 13 by the catcher (not shown). The transport pipe string 8 is connected to the nozzle 9. The sealing assembly 3 is made in the form of a set of sections 14 of self-sealing cuffs with sealing petals 15. They are made in such a way that in the working position of the device the sealing lobes 15 of the adjacent sections of self-sealing cuffs 14 interact with each other. Sealing petals on the upper surface have a greater curvature than on the lower surface.

Втулка 4 выполнена с уплотнительным кольцом 16 и фиксатором 17. Под фиксатор 17 полый составной корпус в нижней части выполнен с карманом 18. The sleeve 4 is made with a sealing ring 16 and a latch 17. Under the latch 17, the hollow composite housing in the lower part is made with a pocket 18.

Самоуплотняющиеся манжеты закреплены на корпусе упором 19 с помощью колец 20. Self-sealing cuffs are fixed to the body with an emphasis 19 using rings 20.

Устройство работает следующим образом. The device operates as follows.

Устройство (без бросового элемента 7) с фильтром (не показан) и хвостовиком 2 спускают на транспортировочной колонне труб 8 в скважину таким образом, чтобы нижний конец транспортировочной колонны труб оказался над продуктивным пластом (на 30...50 м выше продуктивного пласта). A device (without a waste element 7) with a filter (not shown) and a liner 2 is lowered on the pipe transport string 8 into the well so that the lower end of the pipe transport string is above the reservoir (30 ... 50 m above the reservoir).

Затем через транспортировочную колонну труб 8, в полость составного корпуса 1 и хвостовик 2 спускают перфоратор (не показан). Производят перфорацию обсадной колонны. После подъема перфоратора устройство устанавливают над продуктивным пластом, разгружая хвостовик 2 на забой скважины под продуктивным пластом. Через транспортировочную колонну труб 8 пускают бросовый элемент 7, который садится на посадочное седло 5 втулки 4. При создании расчетного давления в транспортировочной колонне труб 8 и полости устройства происходит срез штифта 6, перемещение втулки 4 в ее крайнее нижнее положение, фиксация ее с помощью фиксатора 17 в кармане 18 и выпадение опорных шаров 12 из сквозных каналов патрубка. Происходит разъединение патрубка 9 (с транспортировочной колонной труб 8) и полого составного корпуса 1. При этом втулка 4 жестко фиксируется в ее крайнем нижнем положении. Then, through a transport column of pipes 8, a perforator (not shown) is lowered into the cavity of the composite body 1 and the shank 2. Perforate the casing. After lifting the punch, the device is installed above the reservoir, unloading the liner 2 to the bottom of the well under the reservoir. Through the transport column of pipes 8, a waste element 7 is launched, which sits on the landing seat 5 of the sleeve 4. When creating the design pressure in the transport column of pipes 8 and the cavity of the device, the pin 6 is cut, the sleeve 4 is moved to its lowermost position, fixing it with a latch 17 in the pocket 18 and the loss of the supporting balls 12 from the through channels of the pipe. There is a separation of the pipe 9 (with the transport column of pipes 8) and the hollow composite housing 1. In this case, the sleeve 4 is rigidly fixed in its extreme lower position.

После проведения вышеописанных операций транспортировочную колонну труб 8 приподнимают и осуществляют необходимые операции в скважине, например, закачку в обсадную колонну жидкости глушения. Находящийся в посадочном седле 5 втулки 4 бросовый элемент 7 и самоуплотняющиеся манжеты 14 за счет особого выполнения их уплотнительных лепестков 15, обеспечивающих возможность их совместной работы, не пропускают жидкость глушения в перфорированный продуктивный пласт. After carrying out the above operations, the transport pipe string 8 is lifted and the necessary operations are carried out in the well, for example, pumping killing fluid into the casing. Located in the landing saddle 5 of the sleeve 4, the waste element 7 and self-sealing cuffs 14 due to the special performance of their sealing petals 15, which enable them to work together, do not pass the kill fluid into the perforated reservoir.

После закачки расчетного объема жидкости глушения в скважину транспортировочную колонну труб 8 с патрубком 9 извлекают из скважины. Затем в скважину спускают насос (не показан), с помощью которого откачивают из скважины жидкость и создают депрессию на пласт. Вызывают приток в скважину пластового флюида, например, нефти. Нефть в потоке выносит бросовый элемент 7 из скважины. При необходимости бросовый элемент 7 можно поднять из скважины с помощью магнита. Само устройство извлекают из скважины, например, с помощью ловителя за счет захвата последнего за дополнительную кольцевую проточку 13 корпуса 1. After pumping the estimated volume of fluid killing into the well, the transport column of pipes 8 with pipe 9 is removed from the well. Then a pump (not shown) is lowered into the well, with the help of which liquid is pumped out of the well and a depression is created on the formation. Formation fluid, such as oil, is brought into the wellbore. The oil in the stream carries the waste element 7 from the well. If necessary, the waste element 7 can be lifted from the well with a magnet. The device itself is removed from the well, for example, using a catcher by capturing the latter for an additional annular groove 13 of the housing 1.

Источники информации:
1. Авторское свидетельство СССР N 648716, кл. E 21 В 33/12, опубл. 25. 02. 1979.Sources of information:
1. USSR author's certificate N 648716, cl. E 21 B 33/12, publ. 25.02.1979.

2. Авторское свидетельство СССР N 1008417, кл. E 21 В 33/12, опубл. 30.03.1983. 2. USSR author's certificate N 1008417, cl. E 21 B 33/12, publ. 03/30/1983.

Claims (2)

1. Устройство для герметизации скважины, включающее полый составной корпус, хвостовик, связанный с нижней частью этого корпуса, уплотнительный узел, помещенный снаружи корпуса, втулку с посадочным седлом, помещенную внутри корпуса с возможностью осевого перемещения и связанную с корпусом срезным штифтом, бросовый элемент под посадочное седло втулки и транспортировочную колонну труб, отличающееся тем, что оно снабжено патрубком со сквозными каналами, помещенным между втулкой и корпусом, который напротив сквозных каналов патрубка выполнен с внутренней кольцевой проточкой, и опорными шарами, помещенными одной частью в сквозных каналах патрубка, а другой частью - во внутренней кольцевой проточке корпуса, при этом втулка помещена напротив сквозных каналов патрубка, транспортировочная колонна соединена с этим патрубком, корпус выше его внутренней проточки выполнен с дополнительной кольцевой проточкой, а уплотнительный узел выполнен в виде набора секций самоуплотняющихся манжет с возможностью взаимодействия между собой в рабочем положении устройства уплотнительных лепестков самоуплотняющихся манжет соседних секций, в каждой из которых эти лепестки по верхней поверхности имеют большую кривизну, чем по нижней поверхности. 1. A device for sealing a well, including a hollow composite housing, a liner associated with the lower part of this housing, a sealing assembly placed outside the housing, a sleeve with a seating seat placed axially movable inside the housing and connected to the housing with a shear pin, a waste element under the seat saddle of the sleeve and the transport column of pipes, characterized in that it is equipped with a pipe with through channels placed between the sleeve and the housing, which opposite the through channels of the pipe is made n with an inner annular groove and supporting balls placed by one part in the through channels of the nozzle and the other part into the inner annular groove of the housing, the sleeve being placed opposite the through channels of the nozzle, the transport column is connected to this nozzle, the housing above its inner groove is made with an additional annular groove, and the sealing assembly is made in the form of a set of sections of self-sealing cuffs with the possibility of interaction with each other in the working position of the sealing molding device tkov self-sealing cuffs adjacent sections, in each of which the pitch of the upper surfaces have a greater curvature than the lower surface. 2. Устройство по п.1, отличающееся тем, что хвостовик в нижней части под продуктивным пластом выполнен с перепускными отверстиями. 2. The device according to claim 1, characterized in that the shank in the lower part under the reservoir is made with bypass holes.