RU2574096C1 - Device for well beds processing in borehole - Google Patents
Device for well beds processing in borehole Download PDFInfo
- Publication number
- RU2574096C1 RU2574096C1 RU2014142149/03A RU2014142149A RU2574096C1 RU 2574096 C1 RU2574096 C1 RU 2574096C1 RU 2014142149/03 A RU2014142149/03 A RU 2014142149/03A RU 2014142149 A RU2014142149 A RU 2014142149A RU 2574096 C1 RU2574096 C1 RU 2574096C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- packer
- hollow
- additional
- bushing
- sleeve
- Prior art date
Links
- 230000003993 interaction Effects 0.000 claims abstract description 10
- 238000005192 partition Methods 0.000 claims abstract description 6
- 239000007788 liquid Substances 0.000 claims abstract description 5
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 claims description 22
- 238000005755 formation reaction Methods 0.000 claims description 14
- 238000005070 sampling Methods 0.000 claims description 5
- 238000004891 communication Methods 0.000 claims description 3
- 230000000875 corresponding Effects 0.000 claims description 3
- 238000005520 cutting process Methods 0.000 claims description 3
- 230000000630 rising Effects 0.000 abstract description 3
- 238000007906 compression Methods 0.000 abstract 1
- 230000000694 effects Effects 0.000 abstract 1
- 239000000126 substance Substances 0.000 abstract 1
- 238000000034 method Methods 0.000 description 10
- 239000012530 fluid Substances 0.000 description 9
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 description 7
- 239000003153 chemical reaction reagent Substances 0.000 description 5
- 239000012188 paraffin wax Substances 0.000 description 5
- 238000002347 injection Methods 0.000 description 3
- 239000007924 injection Substances 0.000 description 3
- 210000004544 DC2 Anatomy 0.000 description 2
- VEXZGXHMUGYJMC-UHFFFAOYSA-N HCl Chemical compound Cl VEXZGXHMUGYJMC-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 230000002530 ischemic preconditioning Effects 0.000 description 2
- 238000007789 sealing Methods 0.000 description 2
- 229910001369 Brass Inorganic materials 0.000 description 1
- 240000002444 Sphenoclea zeylanica Species 0.000 description 1
- 238000004873 anchoring Methods 0.000 description 1
- 239000010951 brass Substances 0.000 description 1
- 210000000969 egg white Anatomy 0.000 description 1
- 235000014103 egg white Nutrition 0.000 description 1
- 238000005516 engineering process Methods 0.000 description 1
- -1 for example Substances 0.000 description 1
- 239000011521 glass Substances 0.000 description 1
- 239000002184 metal Substances 0.000 description 1
- 238000003825 pressing Methods 0.000 description 1
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
Images
Abstract
Description
Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, а именно к устройствам для разобщения пластов в скважине при раздельной закачке в них различных реагентов. The invention relates to the oil and gas industry, and in particular to devices for separating formations in a well with separate injection of various reagents.
Известно устройство для обработки пластов в скважине (патент RU №2431734, МПК Е21В 33/12, опубл. в бюл. №29 от 20.10.2011 г.), содержащее основной и дополнительный пакеры, разнесенные по высоте, превышающей толщину пласта, полым стволом с радиальными каналами, которые перекрыты втулкой с седлом под бросовый шар, выполненной с возможностью ограниченного продольного перемещения вниз с открытием каналов и зафиксированной срезными элементами, внутреннюю цилиндрическую выборку, причем основной пакер выполнен из эластичной манжеты, установленной между верхней опорой и нижней конусной опорой, и проходного корпуса, жестко соединенного при помощи верхней опоры с нижней частью ствола и оснащенного ниже нижней опоры на наружной поверхности фигурным пазом с коротким и длинным продольными участками, соединенными фигурным участком, а на проходном корпусе с возможностью осевого перемещения установлена обойма со штифтом, размещенным в фигурном пазу, и соединенными подпружиненными наружу центраторами и подпружиненными вовнутрь шлипсами, выполненными с возможностью взаимодействия внутренними скосами с конусной частью нижней опоры при нахождении штифта в длинном продольном участке фигурного паза - рабочее положение, при этом расположенный выше основного дополнительный пакер выполнен из верхнего упора с цилиндрической втулкой, нижнего упора и дополнительной эластичной манжеты, установленной на цилиндрической втулке между упорами, который телескопически установлен с возможностью осевого перемещения вниз в нижний упор, причем нижний упор жестко соединен с верхней частью ствола, а верхний упор снабжен якорем и соединен для спуска в скважину с колонной труб, при этом бросовый шар выполнен в виде фиксируемого запорного органа, а втулка с седлом выполнена в виде полого цилиндра, а верхний упор изготовлен сборным, состоящим из якоря, опорного корпуса с внутренней цилиндрической выборкой, взаимодействующего с дополнительной эластичной манжетой, и цилиндрической втулки, жестко соединенной с колонной труб через технологический патрубок с радиальными каналами и вставленной в опорный корпус верхнего упора с возможностью ограниченного наружным выступом, размещенным в цилиндрической выборке, перемещения вниз, при этом якорь выполнен сборным в виде секторов конуса с внутренней выборкой, соединенным с опорным корпусом с возможностью радиального перемещения, и полый корпус, выполненный поджатым вверх с возможностью ограниченного осевого перемещения вниз относительно цилиндрической втулки, с подпружиненными вовнутрь плашками, выполненными с возможностью радиального перемещения относительно полого корпуса якоря и взаимодействия изнутри с секторами конуса, поджатыми вовнутрь, при этом на наружной поверхности цилиндрической втулки выполнены кольцевая выборка под пружинное кольцо и расположенные выше верхний и нижний кольцевые выступы с коническими фасками, верхний из которых взаимодействует с плашками, а нижний расположен во внутренних выборках секторов конуса, причем на внутренней поверхности опорного корпуса между цилиндрической выборкой и конусными секторами выполнено кольцевое сужение, которое расположено ниже кольцевой выборки цилиндрической втулки с возможностью взаимодействия с пружинным кольцом, оснащенное верхней и нижней фасками, нижняя из которых допускает проход пружинного кольца через кольцевое сужение опорного корпуса вниз только после запакеровки эластичных манжет в скважине, а верхняя - вверх перед запакеровкой с допустимым усилием, при этом радиальные каналы технологического патрубка перекрыты стаканом, выполненным с возможностью ограниченного перемещения вниз с открытием радиальных каналов, зафиксированным разрушаемым винтом и оснащенным под дополнительный фиксируемый запорный орган технологическим седлом, проходной диаметр которого больше диаметра фиксируемого запорного органа для седла втулки.A device is known for treating formations in a well (patent RU No. 2431734, IPC ЕВВ 33/12, published in Bulletin No. 29 of 10/20/2011), containing the main and additional packers spaced apart in height exceeding the thickness of the formation by a hollow barrel with radial channels, which are blocked by a bushing ball seat with a saddle, made with the possibility of limited longitudinal movement downward with the opening of the channels and fixed by shear elements, an internal cylindrical selection, the main packer made of an elastic cuff mounted between the top a support and a lower conical support, and a passage housing rigidly connected by means of an upper support to the lower part of the barrel and equipped below a lower support on the outer surface with a figured groove with short and long longitudinal sections connected by a figured section, and on the passage case with the possibility of axial movement a clip is installed with a pin located in a curly groove, and connected to the centralized spring-loaded centralizers and internal spring-loaded slips, configured to interact with internal themselves with the conical part of the lower support when the pin is in the long longitudinal section of the figured groove - the working position, while the additional packer located above the main one is made of an upper stop with a cylindrical sleeve, a lower stop and an additional elastic sleeve mounted on a cylindrical sleeve between the stops, which is telescopically installed with the possibility of axial movement down to the lower emphasis, the lower emphasis is rigidly connected to the upper part of the barrel, and the upper emphasis is equipped with an anchor and is connected for descent and into the well with a pipe string, while the throw ball is made in the form of a fixed locking element, and the sleeve with a saddle is made in the form of a hollow cylinder, and the upper stop is made of a prefabricated one, consisting of an anchor, a support body with an internal cylindrical selection interacting with an additional elastic cuff , and a cylindrical sleeve rigidly connected to the pipe string through a process pipe with radial channels and inserted into the support housing of the upper stop with the possibility of a limited outer protrusion placed in cylindrical sampling, moving downward, while the anchor is made prefabricated in the form of sectors of the cone with an internal sampling connected to the supporting body with the possibility of radial movement, and a hollow body made pushed upward with the possibility of limited axial movement downward relative to the cylindrical sleeve, with dies spring-loaded inward, made with the possibility of radial movement relative to the hollow body of the armature and interaction from the inside with sectors of the cone, drawn inward, while on the outer surface The surface of the cylindrical sleeve is made an annular selection under the spring ring and the upper and lower annular protrusions located above with conical chamfers, the upper of which interacts with the dies, and the lower one is located in the internal samples of the cone sectors, and on the inner surface of the support body between the cylindrical sample and the cone sectors ring narrowing, which is located below the annular selection of the cylindrical sleeve with the possibility of interaction with the spring ring, equipped with a top and chamfers, the lower of which allows the spring ring to pass through the annular narrowing of the support body down only after sealing elastic cuffs in the borehole, and the upper one, upward before packing with acceptable force, while the radial channels of the process pipe are blocked by a glass made with limited movement down opening of radial channels, fixed with a destructible screw and equipped with an additional technological saddle under an additional fixed locking element, the passage diameter of which olshe diameter fixed by the locking body to the sleeve of the saddle.
Недостатками данного устройства являются:The disadvantages of this device are:
- во-первых, низкая надежность работы основного и дополнительного пакера, связанная с высокой вероятностью их негерметичной механической посадкой в скважине при недостаточном весе колонны, особенно при обработке пластов на небольших глубинах (600-900 м);- firstly, the low reliability of the main and additional packer, associated with the high probability of their leaky mechanical fit in the well with insufficient weight of the string, especially when treating formations at shallow depths (600-900 m);
- во-вторых, низкая эффективность работы устройства в запарафиненных скважинах, связанная с невозможностью посадки основного и дополнительного пакеров в заданном интервале скважины в связи со сползанием устройства, так как в процессе посадки шлипсы скользят по внутренней запарафиненной стенке скважины;- secondly, the low efficiency of the device in paraffin wells, associated with the impossibility of landing the main and additional packers in a given interval of the well due to the sliding of the device, since during planting the slips slip along the inner paraffin wall of the well;
- в-третьих, сложность конструкции, обусловленная большим количеством узлов и деталей;- thirdly, the complexity of the design, due to the large number of nodes and parts;
- в-четвертых, высокая себестоимость изготовления, связанная с большим количеством технологических сложных в изготовлении деталей: фигурный паз, шлипсы, плашки, якорь и т.д.- fourthly, the high cost of manufacturing associated with a large number of technological parts difficult to manufacture: a figured groove, slips, dies, an anchor, etc.
Наиболее близким по технической сущности является устройство для обработки пластов в скважине (патент RU №2421600, МПК Е21В 33/12, опубл. в бюл. №17 от 20.06.2011 г.), содержащее основной и дополнительный пакеры, соединенные полым стволом с радиальными каналами и разнесенные по высоте, превышающей толщину пласта, глухую перегородку, внутреннюю цилиндрическую выборку, причем основной пакер выполнен из эластичной манжеты, установленной между верхней опорой и нижней конусной опорой, и проходного корпуса, жестко соединенного при помощи верхней опоры с нижней частью ствола и оснащенного ниже нижней опоры на наружной поверхности фигурным пазом с коротким и длинным продольным участками, соединенными фигурным участком, а на проходном корпусе с возможностью осевого перемещения установлена обойма со штифтом, размещенным в фигурном пазе, и соединенными подпружиненными наружу центраторами и подпружиненными вовнутрь шлипсами, выполненными с возможностью взаимодействия внутренними скосами с конусной частью нижней опоры при нахождении штифта в длинном продольном участке фигурного паза - рабочее положение, при этом расположенный выше основного дополнительный пакер выполнен из верхнего упора с цилиндрической втулкой, нижнего упора и дополнительной эластичной манжеты, установленной на цилиндрической втулке между упорами, который телескопически установлен с возможностью осевого перемещения вниз в нижний упор, причем нижний упор жестко соединен с верхней частью ствола, а верхний упор снабжен якорем и соединен для спуска в скважину с колонной труб, при этом длина ствола подобрана такой длины, чтобы перекрыть с двух сторон наибольший из пластов скважины, глухая перегородка установлена в проходном корпусе основного пакера или в стволе ниже радиальных каналов, а верхний упор изготовлен сборным, состоящим из якоря, опорного корпуса с внутренней цилиндрической выборкой, взаимодействующего с дополнительной эластичной манжетой, и цилиндрическая втулка, жестко соединенная с колонной труб и вставленная в опорный корпус верхнего упора с возможностью ограниченного наружным выступом, размещенным в цилиндрической выборке, перемещения вниз, при этом якорь выполнен сборным в виде секторов конуса с внутренней выборкой, соединенные с опорным корпусом с возможностью радиального перемещения, и полый корпус, выполненный поджатым вверх с возможностью ограниченного осевого перемещения вниз относительно цилиндрической втулки, с подпружиненными вовнутрь плашками, выполненными с возможностью радиального перемещения относительно полого корпуса якоря и взаимодействия изнутри с секторами конуса, поджатыми вовнутрь, при этом на наружной поверхности цилиндрической втулки выполнены кольцевая выборка под пружинное кольцо и расположенные выше верхний и нижний кольцевые выступы с коническими фасками, верхний из которых взаимодействует с плашками, а нижний расположен во внутренних выборках секторов конуса, причем на внутренней поверхности опорного корпуса между цилиндрической выборкой и конусными секторами выполнено кольцевое сужение, которое расположено ниже кольцевой выборки цилиндрической втулки с возможностью взаимодействия с пружинным кольцом, оснащенное верхней и нижней фасками, нижняя из которых допускает проход пружинного кольца через кольцевое сужение опорного корпуса вниз только после запакеровки эластичных манжет в скважине, а верхняя - вверх перед с допустимым усилием.The closest in technical essence is a device for processing formations in a well (patent RU No. 2421600, IPC ЕВВ 33/12, published in Bulletin No. 17 dated 06/20/2011), containing the main and additional packers connected by a hollow shaft with radial channels and spaced apart in height greater than the thickness of the formation, a blank partition, an internal cylindrical selection, the main packer made of an elastic cuff installed between the upper support and the lower conical support, and the passage housing, rigidly connected with the upper support to the lower a part of the barrel and a figured groove equipped with a short and long longitudinal sections connected below the lower support on the outer surface, and a clip with a pin located in the figured groove and connected to the spring-loaded centralizers and spring-loaded inwardly mounted on the bushing with axial movement with slips made with the possibility of interaction by internal bevels with the conical part of the lower support when the pin is in the long longitudinal section of the figured groove - working e position, wherein the additional packer located above the main one is made of an upper stop with a cylindrical sleeve, a lower stop and an additional elastic sleeve mounted on a cylindrical sleeve between the stops, which is telescopically mounted with the possibility of axial movement down to the lower stop, the lower stop being rigidly connected to the upper part of the barrel, and the upper stop is equipped with an anchor and is connected for lowering into the well with a string of pipes, while the length of the barrel is selected so long as to overlap on both sides one of the well strata, a blind partition is installed in the main body of the packer or in the trunk below the radial channels, and the upper stop is made of prefabricated, consisting of an anchor, a supporting body with an internal cylindrical selection interacting with an additional elastic cuff, and a cylindrical sleeve rigidly connected to a column of pipes and inserted into the support housing of the upper stop with the possibility of limited downward movement by an external protrusion located in a cylindrical sample, while the anchor is prefabricated m in the form of sectors of a cone with an internal sample, connected to the supporting body with the possibility of radial movement, and a hollow body made pressed upward with the possibility of limited axial movement downward relative to the cylindrical sleeve, with inwardly springed dies made with the possibility of radial movement relative to the hollow body of the armature and interactions from the inside with the sectors of the cone, pressed inward, while on the outer surface of the cylindrical sleeve there is an annular selection under the spring the e ring and the upper and lower annular protrusions with conical chamfers located above, the upper of which interacts with the dies, and the lower one is located in the inner samples of the cone sectors, and on the inner surface of the support body between the cylindrical selection and the cone sectors, an annular narrowing is made, which is located below the annular sampling of a cylindrical sleeve with the possibility of interaction with the spring ring, equipped with upper and lower chamfers, the lower of which allows the passage of the spring ring through narrowing annular supporting body down only after zapakerovki elastic cuffs in the well, and the top - up to a permissible torque.
Недостатками данного устройства являются:The disadvantages of this device are:
- во-первых, низкая надежность работы основного и дополнительного пакера, связанная с высокой вероятностью их негерметичной механической посадкой в скважине при недостаточном весе колонны, особенно при обработке пластов в наклонных скважинах и/или на небольших глубинах (600-900 м);- firstly, the low reliability of the main and additional packer, associated with the high probability of their leaky mechanical landing in the well with insufficient weight of the string, especially when treating formations in deviated wells and / or at shallow depths (600-900 m);
- во-вторых, низкая эффективность работы устройства в запарафиненных скважинах, связанная с невозможностью посадки основного и дополнительного пакеров в заданном интервале скважины в связи со сползанием устройства, так как в процессе посадки происходит разгрузка веса колонны на шлипсы, которые скользят по внутренней запарафиненной стенке скважины;- secondly, the low efficiency of the device in paraffin wells, due to the impossibility of landing the main and additional packers in a given interval of the well due to the sliding of the device, since during the landing process the weight of the column is unloaded onto slips that slide along the inner paraffin wall of the well ;
- в-третьих, сложность конструкции, обусловленная большим количеством узлов и деталей;- thirdly, the complexity of the design, due to the large number of nodes and parts;
- в-четвертых, высокая себестоимость изготовления, связанная с большим количеством технологических сложных в изготовлении деталей: фигурный паз, шлипсы, плашки, якорь и т.д.- fourthly, the high cost of manufacturing associated with a large number of technological parts difficult to manufacture: a figured groove, slips, dies, an anchor, etc.
Технической задачей изобретения является повышение надежности и эффективности работы устройства, а также упрощение конструкции и снижение себестоимости изготовления устройства.An object of the invention is to increase the reliability and efficiency of the device, as well as simplifying the design and reducing the cost of manufacturing the device.
Поставленная задача решается устройством для обработки пластов в скважине, содержащим основной пакер с манжетой и проходным корпусом, дополнительный пакер с дополнительной манжетой и цилиндрической втулкой, причем проходной корпус основного пакера и цилиндрическая втулка дополнительного пакера соединены между собой полым стволом с радиальными каналами, разнесенными по высоте, превышающей толщину пласта, при этом длина полого ствола позволяет перекрывать основным и дополнительным пакерами с двух сторон наибольший из пластов скважины, глухую перегородку, установленную на нижнем конце проходного корпуса основного пакера, полый корпус.The problem is solved by a device for treating formations in a well, comprising a main packer with a cuff and a bushing, an additional packer with an additional cuff and a cylindrical bushing, the bushing of the main packer and the cylindrical bushing of the additional packer are interconnected by a hollow shaft with radial channels spaced in height exceeding the thickness of the reservoir, while the length of the hollow wellbore allows you to block the main and additional packers on both sides of the largest of the wells s, a blank partition mounted on the lower end of the through-passage housing of the main packer, a hollow housing.
Новым является то, что манжета основного пакера и дополнительная манжета дополнительного пакера выполнены в виде нижнего и верхнего надувных резиновых элементов с соответствующими внутренними полостями, гидравлически соединенными между собой трубкой, причем внутри цилиндрической втулки дополнительного пакера жестко установлен палец со сквозными отверстиями снизу, при этом сверху в цилиндрическую втулку дополнительного пакера вставлена полая втулка, оснащенная радиальным отверстием, имеющим в исходном положении возможность гидравлического сообщения с внутренней полостью верхнего надувного резинового элемента дополнительного пакера посредством кольцевой выборки и гидравлического канала, выполненных в верхней части цилиндрической втулки дополнительного пакера, причем полая втулка, подпружинена вверх относительно цилиндрической втулки дополнительного пакера, а снизу полая втулка оснащена седлом, на котором размещен шар, при этом сверху полая втулка телескопически установлена в полый корпус и зафиксирована срезным элементом в исходном положении, а в рабочем положении полая втулка имеет возможность ограниченного осевого перемещения вниз относительно полого корпуса и цилиндрической втулки дополнительного пакера, сжатия пружины, фиксации полой втулки относительно цилиндрической втулки и герметичного отсечения радиального отверстия полой втулки внутренней поверхностью цилиндрической втулки дополнительного пакера с подъемом шара выше седла полой втулки после взаимодействия полой втулки с неподвижным пальцем цилиндрической втулки дополнительного пакера и перепуска жидкости сверху вниз через сквозные отверстия пальца и радиальные отверстия полого ствола в обрабатываемый пласт, при этом полый корпус сверху оснащен сбивным клапаном.What is new is that the cuff of the main packer and the additional cuff of the additional packer are made in the form of lower and upper inflatable rubber elements with corresponding internal cavities hydraulically connected to each other by a tube, and a finger with through holes is rigidly mounted inside the cylindrical sleeve of the additional packer, with holes at the bottom a hollow sleeve is inserted into the cylindrical sleeve of the additional packer, equipped with a radial hole, which in its initial position has the possibility of hydraulics personal communication with the inner cavity of the upper inflatable rubber element of the additional packer by means of an annular selection and a hydraulic channel made in the upper part of the cylindrical sleeve of the additional packer, the hollow sleeve being spring-loaded upward relative to the cylindrical sleeve of the additional packer, and the bottom of the hollow sleeve is equipped with a seat on which the ball is placed while the top of the hollow sleeve is telescopically mounted in the hollow body and fixed with a shear element in the initial position, and in the working When positioned, the hollow sleeve has the possibility of limited axial movement downward relative to the hollow body and the cylindrical sleeve of the additional packer, compressing the spring, fixing the hollow sleeve relative to the cylindrical sleeve and tightly cutting off the radial hole of the hollow sleeve with the inner surface of the cylindrical sleeve of the additional packer with the ball rising above the saddle of the hollow sleeve after the hollow interaction bushings with a fixed finger of the cylindrical sleeve of the additional packer and liquid bypass from top to bottom Erez finger through holes and radial holes of the hollow stem in the treated layer, wherein the hollow body is equipped with a top flap whipped egg-white.
На фиг. 1 схематично изображено предлагаемое устройство в исходном положении.In FIG. 1 schematically shows the proposed device in its original position.
На фиг. 2 схематично изображено предлагаемое устройство в рабочем положении.In FIG. 2 schematically shows the proposed device in the working position.
Устройство для обработки пластов (на фиг. 1 и 2 не показано) в скважине 1 (фиг. 1) содержит основной пакер 2 с манжетой 3 и проходным корпусом 4, дополнительный пакер 5 с дополнительной манжетой 6 и цилиндрической втулкой 7.A device for treating the formations (not shown in FIGS. 1 and 2) in the well 1 (FIG. 1) comprises a
Проходной корпус 4 и цилиндрическая втулка 7 соединены между собой полым стволом 8 с радиальными каналами 9, разнесенными по высоте, превышающей толщину пласта.The passage housing 4 and the
Длина L полого ствола 8 позволяет перекрывать основным 2 и дополнительным 5 пакерами с двух сторон наибольший из пластов скважины 1.The length L of the
На нижнем конце проходного корпуса 4 основного пакера 2 установлена глухая перегородка 10.At the lower end of the passage housing 4 of the
Манжета 3 основного пакера 2 и дополнительная манжета 6 дополнительного пакера 5 выполнены, соответственно, в виде верхнего и нижнего надувных резиновых элементов с соответствующими внутренними полостями 11 и 12. Внутренняя полость 11 нижнего надувного резинового элемента 3 основного пакера 2 и внутренняя полость 12 верхнего надувного резинового элемента 6 дополнительного пакера 5 гидравлически соединены между собой трубкой 13. Трубка 13 выполнена металлической, например из латуни, и рассчитана на давление посадки нижнего надувного резинового элемента 3 основного пакера 2.The
Внутри цилиндрической втулки 7 дополнительного пакера 5 жестко установлен палец 14 со сквозными отверстиями 15 снизу.Inside the
Сверху в цилиндрическую втулку 7 дополнительного пакера 5 вставлена полая втулка 16, оснащенная радиальным отверстием 17, имеющим в исходном положении возможность гидравлического сообщения с внутренней полостью 12 верхнего надувного резинового элемента 6 дополнительного пакера 5 посредством кольцевой выборки 18 и гидравлического канала 19, выполненных в верхней части цилиндрической втулки 7 дополнительного пакера 5.On top of the
Проходные сечения радиального отверстия 17, гидравлического канала 19 и трубки 13 обеспечивают раздувание нижнего надувного резинового элемента 3 основного пакера и верхнего надувного резинового элемента 6 дополнительного пакера 5 и герметичного их прижатия к внутренним стенкам скважины 1.The bore sections of the
Полая втулка 16 подпружинена вверх пружиной 20 относительно цилиндрической втулки 7 дополнительного пакера 5.The
Полая втулка 16 снизу оснащена седлом 21, на котором размещен шар 22.The
Полая втулка 16 телескопически установлена в полый корпус 23 и зафиксирована срезным элементом 24 в исходном положении.The
В рабочем положении полая втулка 16 (см. фиг. 2) имеет возможность ограниченного осевого перемещения вниз относительно полого корпуса 23 и цилиндрической втулки 7 дополнительного пакера 5, сжатия пружины 20, фиксации полой втулки 16 относительно цилиндрической втулки 7 и герметичного отсечения радиального отверстия 17 полой втулки 16 внутренней поверхностью 25 цилиндрической втулки 7 дополнительного пакера 5 с подъемом шара 22 выше седла 21 полой втулки 16 после взаимодействия полой втулки 16 с неподвижным пальцем 14 цилиндрической втулки 7 дополнительного пакера 5 и перепуска жидкости сверху вниз через сквозные отверстия 15 пальца 14 и радиальные отверстия 9 полого ствола 8 в обрабатываемый пласт (на фиг. 1 и 2 не показано).In the working position, the hollow sleeve 16 (see Fig. 2) has the possibility of limited axial movement downward relative to the
Полый корпус 23 (см. фиг. 1) оснащен сверху сбивным клапаном 26.The hollow body 23 (see Fig. 1) is equipped with a top-
С целью исключения «поршневания» при перемещении полой втулки 16 (см. фиг. 1 и 2) вниз относительно цилиндрической втулки 7 (см. фиг. 1) дополнительного пакера 5 в верхней части цилиндрической втулки 7 выполнено сквозной отверстие 27, сообщающее внутреннее пространство 28 цилиндрической втулки 7 выше пальца 14 с межколонным пространством 29 скважины 1.In order to avoid "pistoning" when moving the hollow sleeve 16 (see Fig. 1 and 2) down relative to the cylindrical sleeve 7 (see Fig. 1) of the
Например, для фиксации полой втулки 16 относительно цилиндрической втулки 7 полый корпус 23 снизу оснащен внутренней кольцевой выборкой 30, в которой размещено разрезное пружинное кольцо круглого сечения 31, а полая втулка 16 сверху оснащена наружными полукруглыми насечками 32, в которых фиксируется разрезное пружинное кольцо круглого сечения 31.For example, to fix the
Несанкционированные перетоки жидкости в процессе работы устройства исключаются уплотнительными кольцами 33.Unauthorized fluid flows during operation of the device are excluded by the
Предлагаемое устройство работает следующим образом.The proposed device operates as follows.
Перед спуском устройства в скважину длину L полого ствола 8 (см. фиг. 1 и 2) подбирают такой длины, например 6 м, чтобы перекрыть с двух сторон наибольший из пластов (на фиг. 1 и 2 не показано) скважины, например 5 м, подлежащих обработке.Before the device is lowered into the well, the length L of the hollow bore 8 (see Figs. 1 and 2) is selected such a length, for example 6 m, to cover the largest of the layers (not shown in Figs. 1 and 2) on the borehole, for example 5 m to be processed.
Устройство в собранном виде, как показано на фиг. на колонне труб 34, например колонне насосно-компрессорных труб (НКТ) (см. фиг. 1), спускают в многопластовую скважину (например, с тремя пластами, подлежащими обработке), например к самому верхнему пласту, подлежащему обработке, и устанавливают таким образом, чтобы верхняя часть устройства, то есть дополнительный пакер 5, и нижняя часть устройства, то есть основной пакер 2, находились соответственно выше и ниже верхнего пласта на 3-5 м (на фиг. 1, 2 не показано), который необходимо обработать.The device is assembled as shown in FIG. on a
Далее производят запакеровку основного пакера 2 (см. фиг. 1) и дополнительного пакера 5 на внутренней стенке скважины 1. Для этого на устье скважины 1 колонну труб 34 обвязывают с насосным агрегатом (на фиг. 1 и 2 не показано), например цементировочным агрегатом ЦА-320, и под давлением производят закачку технологической жидкости, например пресной воды, плотностью 1000 кг/м в колонну труб 34 (см фиг. 1).Next, the main packer 2 (see Fig. 1) and the
Технологическая жидкость по колонны труб 34 под давлением через внутренние пространства полого корпуса 23 и цилиндрической втулки 7 дополнительного пакера 5 сквозь радиальное отверстие 17 и кольцевую выборку 18 через гидравлический канал 19 цилиндрической втулки 7 дополнительного пакера 5 поступает во внутреннюю полость 12 верхнего надувного резинового элемента 6 дополнительного пакера 5, а оттуда через трубку 13 технологическая жидкость поступает во внутреннюю полость 11 нижнего надувного резинового элемента 3 основного пакера, при этом шар 22 герметично сидит на седле 21 полой втулки 16, что исключает переток жидкости ниже полой втулки 16.The process fluid through the
Верхний надувной резиновый элемент 6 дополнительного пакера 5 и нижний надувной резиновый элемент 3 основного пакера 2 начинают раздуваться и расширяться радиально. Таким образом, начинается запакеровка основного пакера 1 и дополнительного пакера 5 в скважине 1The upper
Продолжают закачивать технологическую жидкость, при этом верхний надувной резиновый элемент 6 дополнительного пакера 5 и нижний надувной резиновый элемент 3 основного пакера 2 герметично прижимаются к внутренним стенкам скважины 1 (см. фиг. 2).The process fluid continues to be pumped, while the upper
В предлагаемом устройстве в отличие от прототипа осуществляется гидравлическая посадка в скважине 1 основного 2 и дополнительного 5 пакеров, что исключает зависимость герметичности посадки от веса труб, например в наклонных скважинах и/или при размещении обрабатываемых пластов на небольшой глубине 600-900 м в связи с чем повышается надежность работы устройства.In the proposed device, in contrast to the prototype, a hydraulic landing in the
Также вследствие отсутствия разгрузки колонны труб 34 на устройство исключается сползание устройства с заданного интервала посадки основного 2 и дополнительного 5 пакеров, в связи с чем повышается эффективность работы устройства.Also, due to the lack of unloading of the
При достижении в колонне труб 34 давления, например, 7,0 МПа происходит разрушение срезного элемента 24.When the pressure in the
Устройство занимает рабочее положение, при этом полая втулка 16 ограничена на длину а, например, равную 0,5 м (см. фиг. 2), перемещается вниз относительно полого корпуса 23 и цилиндрической втулки 7 дополнительного пакера 5, сжимает пружину 20, при этом происходит фиксация полой втулки 16 относительно цилиндрической втулки 7 за счет того, что разрезное пружинное стопорное кольцо 31, находящееся во внутренней кольцевой выборке 30 полого корпуса 23, фиксируется в наружных зубчатых насечках 32 полой втулки 16. В результате, радиальное отверстие 17 полой втулки 16 герметично отсекается внутренней поверхностью 25 цилиндрической втулки 7 дополнительного пакера 5 с подъемом шара 22 выше седла 21 полой втулки 16 после взаимодействия полой втулки 16 с неподвижным пальцем 14 цилиндрической втулки 7 дополнительного пакера 5 и перепуская технологическую жидкость сверху вниз через сквозные отверстия 15 пальца 14.The device occupies a working position, while the
Процесс запакеровки основного 2 и дополнительного 5 пакеров на внутренней стенке скважины окончен. Далее начинают обработку пласта. Для этого производят замену технологической жидкости на реагент, например соляную кислоту, которую с помощью насосного агрегата, расположенного на устье скважины 1 по колонне труб 34 (см. фиг. 2), через внутренние пространства полого корпуса 23 и полой втулки 16, через седло 21 полой втулки 16 и сквозные отверстия 15 пальца 14 и далее через ряды радиальных каналов 9 полого ствола 8 закачивают жидкость (реагент) в обрабатываемый пласт под давлением приемистости обрабатываемого пласта, например 12,0 МПа. Во внутренней полости 11 нижнего надувного резинового элемента 3 основного пакера 2 и во внутренней полости 12 верхнего надувного резинового элемента 6 дополнительного пакера 5 сохраняется давление 7,0 МПа, вследствие чего основной 2 и дополнительный 5 пакера остаются в запакерованном состоянии.The process of packing the main 2 and additional 5 packers on the inner wall of the well is over. Next, begin processing the formation. To do this, replace the process fluid with a reagent, for example, hydrochloric acid, which, using the pump unit located at the
От воздействия высокого давления (12,0 МПа) при закачке реагента в обрабатываемый пласт обсадная колонна скважины 1 как выше пласта, так и ниже пласта герметично отсечена соответственно с помощью основного 2 и дополнительного 5 пакеров. По окончании закачки заданного объема реагента давление закачки сбрасывают до нуля и производят распакеровку основного 2 и дополнительного 5 пакеров.From the influence of high pressure (12.0 MPa) when the reagent is injected into the treated formation, the casing of the
Для этого с устья скважины производят натяжение колонны труб 34 вверх, например, на 5×104 Н и выхода стопорного кольца 31, находящегося во внутренней кольцевой выборке 30 полого корпуса 23 из наружных полукруглых насечек 32 полой втулки 16.To do this, from the wellhead, the
Далее полая втулка 16 под действием возвратной силы пружины 20 возвращается в исходное положение (см. фиг. 1), радиальное отверстие 17 полой втулки 16 открывается и давление во внутренних полостях 11 и 12, соответственно нижнего надувного резинового элемента 3 основного пакера 2 и верхнего надувного резинового элемента 6 дополнительного пакера 5 стравливается.Next, the
В результате нижний надувной резиновый элемент 3 основного пакера 2 и верхний надувной резиновый элемент 6 дополнительного пакера 5 радиально сжимаются внутрь и отходят от внутренних стенок скважины 1.As a result, the lower
Устройство перемещают в другой нижележащий интервал обсадной колонны скважины для обработки среднего или нижнего пласта, где повторяют вышеуказанные операции. Таким образом, вышеописанные операции повторяют столько, сколько пластов необходимо обработать. По окончанию обработки пластов сбрасывают внутрь колонны труб 34 груз (на фиг. 1 и 2 не показано), например отрезок штанги диаметром 25 мм и длиной 1,0 м, разрушающий сбивной клапан 26 (см. фиг. 2). В результате открывается отверстие сбивного клапана 26, сообщающее внутреннее пространство колонны труб 34 с межколонным пространством 29 скважины 1, что исключает излив жидкости из колонны труб 34 на устье при подъеме устройства из скважины 1.The device is moved to another underlying interval of the well casing for processing the middle or lower formation, where the above operations are repeated. Thus, the above operations are repeated as many layers as need to be processed. At the end of the formation treatment, a load is dropped inside the pipe string 34 (not shown in FIGS. 1 and 2), for example, a segment of a rod with a diameter of 25 mm and a length of 1.0 m, which destroys the relief valve 26 (see FIG. 2). As a result, an opening of the
Предлагаемое устройство имеет высокую надежность в работе за счет гидравлической посадки основного и дополнительного пакеров в скважине и полностью исключает вероятность негерметичной посадки пакеров, связанную с недостаточным весом колонны труб в скважине. Кроме того, повышается эффективность работы устройства в запарафиненных скважинах, так как для посадки основного и дополнительного пакеров нет необходимости из фиксации (заякоривания) на внутренней стенке скважины за счет веса колоны труб, а это исключает сползание устройства из заданного интервала посадки устройства.The proposed device has high reliability due to the hydraulic fit of the primary and secondary packers in the well and completely eliminates the possibility of leaky packers due to insufficient weight of the pipe string in the well. In addition, the efficiency of the device in paraffin wells is increased, since there is no need for fixing (anchoring) on the inner wall of the well due to the weight of the pipe string to fit the main and additional packers, and this eliminates the sliding of the device from a given interval of planting the device.
Предлагаемое устройство имеет простую конструкцию и низкую себестоимость изготовления вследствие уменьшения количества узлов и деталей, а также упрощения технологии изготовления за счет исключения из конструкции устройства технологически сложных в изготовлении деталей.The proposed device has a simple design and low cost of manufacture due to the reduction in the number of nodes and parts, as well as simplification of manufacturing technology by eliminating from the design of the device technologically complex parts.
Claims (1)
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2574096C1 true RU2574096C1 (en) | 2016-02-10 |
Family
ID=
Cited By (1)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2655135C1 (en) * | 2017-04-27 | 2018-05-23 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Sealing packer element |
Citations (7)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| SU1139837A1 (en) * | 1980-04-09 | 1985-02-15 | Северо-Кавказский Государственный Научно-Исследовательский И Проектный Институт Нефтяной Промышленности | Formation tester |
| RU2038465C1 (en) * | 1992-12-21 | 1995-06-27 | Научно-производственная фирма "Эридан-Экспо" | Device for hydraulic sandblast perforation of a well |
| US5921318A (en) * | 1997-04-21 | 1999-07-13 | Halliburton Energy Services, Inc. | Method and apparatus for treating multiple production zones |
| RU53713U1 (en) * | 2005-11-02 | 2006-05-27 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | TEST PACKER |
| RU2283943C1 (en) * | 2005-02-18 | 2006-09-20 | ООО "Татнефть-Бурение" | Clutch for stepped casing pipe cementing |
| RU2421600C1 (en) * | 2010-01-22 | 2011-06-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Device for treatment of reservoirs in well |
| RU2449110C1 (en) * | 2010-08-17 | 2012-04-27 | Открытое Акционерное Общество "Тяжпрессмаш" | Mechanical-hydraulic packer |
Patent Citations (7)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| SU1139837A1 (en) * | 1980-04-09 | 1985-02-15 | Северо-Кавказский Государственный Научно-Исследовательский И Проектный Институт Нефтяной Промышленности | Formation tester |
| RU2038465C1 (en) * | 1992-12-21 | 1995-06-27 | Научно-производственная фирма "Эридан-Экспо" | Device for hydraulic sandblast perforation of a well |
| US5921318A (en) * | 1997-04-21 | 1999-07-13 | Halliburton Energy Services, Inc. | Method and apparatus for treating multiple production zones |
| RU2283943C1 (en) * | 2005-02-18 | 2006-09-20 | ООО "Татнефть-Бурение" | Clutch for stepped casing pipe cementing |
| RU53713U1 (en) * | 2005-11-02 | 2006-05-27 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | TEST PACKER |
| RU2421600C1 (en) * | 2010-01-22 | 2011-06-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Device for treatment of reservoirs in well |
| RU2449110C1 (en) * | 2010-08-17 | 2012-04-27 | Открытое Акционерное Общество "Тяжпрессмаш" | Mechanical-hydraulic packer |
Cited By (1)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2655135C1 (en) * | 2017-04-27 | 2018-05-23 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Sealing packer element |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| EP3055492B1 (en) | System and method for sealing a wellbore | |
| AU2013289148B2 (en) | Downhole sleeve system and method | |
| RU94628U1 (en) | DEVICE FOR OPERATION OF THE LAYER WITH DIFFERENT PERMEABILITY ZONES | |
| DK2574720T3 (en) | Well Injection Tools | |
| US20180223628A1 (en) | A Valve System of a Well Pipe Through an Hydrocarbon Containing Formation and a Method to Operate the Same | |
| RU154511U1 (en) | PACKER DRILLING WITH A LANDING TOOL | |
| RU2499126C1 (en) | Device for in-well bed processing | |
| RU2603110C1 (en) | Method of placing cement plug in cased well and device therefor | |
| RU2542062C1 (en) | Device for formation treatment in horizontal well | |
| RU2613405C1 (en) | Device for interval formation treatment in open horizontal shaft of well | |
| RU2574096C1 (en) | Device for well beds processing in borehole | |
| RU150381U1 (en) | BILTER PACKER BILATERAL ACTION | |
| RU2421600C1 (en) | Device for treatment of reservoirs in well | |
| RU164825U1 (en) | DEAF DRILLED PACKER | |
| RU2431734C1 (en) | Device for development of reservoirs in well | |
| RU174800U1 (en) | WELD CEMENTING DEVICE | |
| RU2652400C1 (en) | Method and device for an interval study of a horizontal well bore | |
| RU2614169C1 (en) | Method and equipment for interval research of formation parameters at tubes | |
| RU52909U1 (en) | DEVICE FOR PROCESSING LAYERS IN A WELL | |
| RU165205U1 (en) | PACKER LATERAL HYDROMECHANICAL WITH BATTERY VALVE | |
| RU2305751C1 (en) | Packer | |
| RU2592591C1 (en) | Device for cup cementation of well | |
| RU65562U1 (en) | PACKING DEVICE FOR SELECTIVE TESTING OF LAYERS | |
| RU2529069C1 (en) | Device for well beds processing | |
| RU2780997C1 (en) | Packer device |