RU56938U1 - DEVICE FOR DISCONNECTING FRAMEWORDS FROM ANOTHER IN A WELL - Google Patents

Abstract

Предложение относится к нефтедобывающей промышленности, а именно, к средствам защиты обсадных колонн от воздействия высокого давления, и найдет преимущественное применение при отключении негерметичных участков обсадной колонны, при отключении и повторном включении верхних и промежуточных заводненных пластов в скважинах с относительно небольшими глубинами. Устройство для отключения пластов друг от друга в скважине содержит верхний и нижний пакерующие элементы, при этом каждый из них включает корпус с кольцевым выступом на конце. На корпусах пакерующих элементов установлены эластичные манжеты. Корпуса пакерующих элементов вставлены телескопически герметично в расширяющиеся конусы с возможностью осевого перемещения вниз. Расширяющие конусы выполнены в виде полых цилиндров, взаимодействующих снизу с эластичными манжетами, причем последние выполнены в виде бочкообразных уплотнений. Промежуточная труба соединяет корпус нижнего пакерующего элемента с расширяющим конусом верхнего пакерующего элемента Промежуточная труба выполнена регулируемой по длине в зависимости от высоты отключаемого пласта. На нижний конец расширяющего конуса нижнего пакерующего элемента навернута опорная труба. Опорная труба заглушена снизу заглушкой и имеет боковые сквозные отверстия. На верхнем конце корпуса верхнего пакерующего элемента размещен обратный клапан, установленный в седле, имеющем продольные сквозные пазы на боковой поверхности, причем седло жестко соединено с верхним торцом корпуса. Корпус верхнего пакерующего элемента на наружной поверхности снабжен двумя кольцевыми выступами, между которыми на корпусе выполнена конусная поверхность сужающаяся сверху вниз. Напротив первого кольцевого выступа установлен якорный узел, состоящий из кольца, и соединенных с ним плашек, подпружиненных внутрь посредством пружинных пластин. Кроме того, кольцо подпружинено вверх от верхнего торца первого кольцевого выступа, благодаря чему нижний торец первого кольцевого выступа находится во взаимодействии с верхними торцами плашек, ограничивая их осевое перемещение вверх. Над вторым кольцевым выступом на корпусе установлен подпружиненный внутрь разрезной конус, который в рабочем положении взаимодействует с конусной поверхностью корпуса и внутренней поверхностью плашек якорного узла. Ниже второго кольцевого выступа на корпусе срезными элементами зафиксирована втулка, жестко соединенная с разрезным конусом монтажными элементами. Втулка нижней частью The proposal relates to the oil industry, namely, to means for protecting casing strings from high pressure, and will find predominant use when shutting down leaky sections of the casing strings, when shutting down and reconnecting the upper and intermediate flooded formations in wells with relatively shallow depths. A device for disconnecting the layers from each other in the well contains upper and lower packing elements, each of which includes a housing with an annular protrusion at the end. Elastic cuffs are installed on the bodies of the packing elements. The shells of the packer elements are telescopically inserted tightly into the expanding cones with the possibility of axial movement down. The expanding cones are made in the form of hollow cylinders interacting from below with elastic cuffs, the latter being made in the form of barrel-shaped seals. An intermediate pipe connects the housing of the lower packer element with the expanding cone of the upper packer element. The intermediate pipe is made adjustable in length depending on the height of the disconnected formation. A support pipe is screwed onto the lower end of the expanding cone of the lower packer element. The support pipe is plugged from below by a plug and has lateral through holes. At the upper end of the housing of the upper packer element, a check valve is installed in the seat having longitudinal through grooves on the side surface, the seat being rigidly connected to the upper end of the body. The housing of the upper packer element on the outer surface is provided with two annular protrusions, between which on the housing there is a conical surface tapering from top to bottom. Opposite the first annular protrusion, an anchor assembly is installed, consisting of a ring, and dies connected to it, spring-loaded inward by means of spring plates. In addition, the ring is spring-loaded upward from the upper end of the first annular protrusion, due to which the lower end of the first annular protrusion is in interaction with the upper ends of the dies, limiting their axial upward movement. Above the second annular protrusion on the body is installed a spring-loaded split cone, which in the working position interacts with the conical surface of the body and the inner surface of the dies of the anchor assembly. Below the second annular protrusion on the body with shear elements, a sleeve is fixed, rigidly connected to the split cone by mounting elements. Bottom Bushing

взаимодействует с эластичной манжетой верхнего пакерующего элемента. В рабочем положении втулка имеет возможность взаимодействия с нижним торцом второго кольцевого выступа корпуса. Подъемные трубы снизу имеют внутренний кольцевой упор и срезными элементами соединены с верхним концом корпуса верхнего пакерующего элемента. Скважина имеет два пласта, один из которых отключаемый (например, обводненный), а второй эксплуатируемый продуктивный пласт. Предлагаемое устройство обеспечивает повышение герметичности посадки за счет изготовления эластичных манжет в виде бочкообразных уплотнений, а надежность работы устройства связана с его жесткой фиксацией в скважине, что позволяет исключить страгивание эластичных манжет пакерующих элементов в процессе работы, кроме того, устройство можно свободно без затяжек извлечь из скважины при необходимости. 1 илл. на 1 л.interacts with the elastic cuff of the upper packer element. In the working position, the sleeve has the ability to interact with the lower end of the second annular protrusion of the housing. The riser pipes below have an inner annular stop and are connected by shear elements to the upper end of the casing of the upper packer element. The well has two layers, one of which is disconnected (for example, flooded), and the second is an exploited production reservoir. The proposed device provides improved tightness of the landing due to the manufacture of elastic cuffs in the form of barrel-shaped seals, and the reliability of the device is associated with its rigid fixation in the well, which eliminates the stragging of the elastic cuffs of the packing elements during operation, in addition, the device can be freely removed without delay wells if necessary. 1 ill. for 1 liter

Description

Предложение относится к нефтедобывающей промышленности, а именно, к средствам защиты обсадных колонн от воздействия высокого давления, и найдет преимущественное применение при отключении негерметичных участков обсадной колонны, при отключении и повторном включении верхних и промежуточных заводненных пластов в скважинах с относительно небольшими глубинами.The proposal relates to the oil industry, namely, to means for protecting casing strings from high pressure, and will find predominant use when shutting down leaky sections of the casing strings, when shutting down and reconnecting the upper and intermediate flooded formations in wells with relatively shallow depths.

Известно устройство (патент РФ №2161238, МПК Е 21 В 29/00, 2000 г.), содержащее верхний и нижний пакерующие элементы, соединенные между собой промежуточной трубой (трубами), опорные патрубки, уплотнительные кольца и срезные элементы.A device is known (RF patent No. 2161238, IPC E 21 B 29/00, 2000), containing the upper and lower packing elements interconnected by an intermediate pipe (s), support pipes, o-rings and shear elements.

Недостатки устройства:The disadvantages of the device:

- сложность монтажа, демонтажа и извлечения устройства из скважины;- the complexity of the installation, dismantling and removal of the device from the well;

- недостаточная надежность разобщения межтрубного пространства, обусловленная возможностью смещения устройства от ударов при спускоподъемных операциях;- insufficient reliability of the separation of the annulus due to the possibility of displacement of the device from impacts during tripping;

- ограниченные возможности в применении.- limited application possibilities.

Наиболее близким по технической сущности к предлагаемому является устройство для отключения пластов друг от друга в скважине (патент РФ №2236557, МПК 7 Е 21 В 33/12, 29/00, 2004 г.), спускаемое на подъемных трубах, содержащее верхний и нижний пакерующие элементы, каждый из которых включает корпус с кольцевым выступом на конце, эластичную манжету с утолщенной частью, расширяющий конус, соединенные между собой промежуточной трубой или трубами, опорные патрубки с внутренней цилиндрической выборкой, обратный клапан, уплотнительные кольца и срезные элементы.The closest in technical essence to the proposed one is a device for disconnecting the layers from each other in the well (RF patent No. 2236557, IPC 7 E 21 B 33/12, 29/00, 2004), lowered on lifting pipes, containing upper and lower packer elements, each of which includes a housing with an annular protrusion at the end, an elastic cuff with a thickened part, an expanding cone, interconnected by an intermediate pipe or pipes, supporting nozzles with an internal cylindrical selection, a check valve, o-rings and shear elements s.

Существенными недостатками устройства являются:Significant disadvantages of the device are:

во-первых, в процессе спуска устройства в скважину возможно повреждение эластичных манжет пакерующих элементов, поскольку они выполнен в форме полого цилиндра с тонкой толщиной стенки, то вполне вероятно появление разрывов, царапин в следствии контакта с внутренними стенками скважины, и как результат не герметичная посадка пакерующих элементов;firstly, during the descent of the device into the well, damage to the elastic cuffs of the packing elements is possible, since they are made in the form of a hollow cylinder with a thin wall thickness, it is quite likely that breaks and scratches will occur as a result of contact with the internal walls of the well, and as a result, a tight fit packer elements;

во-вторых, в процессе эксплуатации и ремонта скважины устройство может подвергаться действию высоких давлений, как сверху, так и снизу, а поскольку устройство не имеет фиксации в скважине, то это может привести к страгиванию secondly, during the operation and repair of the well, the device can be subjected to high pressures, both above and below, and since the device does not have a fixation in the well, this can lead to stragging

пакерующих элементов с места, и как следствие потере герметичности, что в конечном итоге снижает надежность работы устройства.packer elements from their place, and as a result, loss of tightness, which ultimately reduces the reliability of the device.

в-третьих, для работы с нижним пластом необходимо извлечь устройство из скважины, при этом возникают трудности связанные, как с повреждением эластичных манжет, так и с затяжками в процессе подъема о внутренние стенки скважины, что затягивает подъем устройства на поверхность и может привести к повреждению стенок скважины.thirdly, to work with the lower layer, it is necessary to remove the device from the well, while difficulties arise, both with damage to the elastic cuffs and with puffs during the lifting process against the inner walls of the well, which delays the lifting of the device to the surface and can lead to damage well walls.

Технической задачей полезной модели является повышение герметичности посадки и надежности работы устройства за счет его фиксации в скважине, а также возможности свободного извлечения устройства из скважины при необходимости.The technical task of the utility model is to increase the tightness of the landing and the reliability of the device due to its fixation in the well, as well as the ability to freely remove the device from the well if necessary.

Указанная техническая задача решается предлагаемым устройством для отключения пластов друг от друга в скважине, содержащим подъемные трубы, промежуточную и опорную трубы, обратный клапан, срезные элементы, верхний и нижний пакерующие элементы, каждый из которых включает корпус с кольцевым выступом на конце, эластичную манжету и расширяющий конус.The specified technical problem is solved by the proposed device for disconnecting the layers from each other in the well, containing lifting pipes, intermediate and support pipes, a check valve, shear elements, upper and lower packing elements, each of which includes a housing with an annular protrusion at the end, an elastic cuff and expanding cone.

Новым является то, что эластичные манжеты пакерующих элементов выполнены в виде бочкообразных уплотнений, а расширяющие конусы в виде полых цилиндров в которые телескопически герметично с возможностью осевого перемещения вниз установлены корпуса пакерующих элементов, причем расширяющие конусы пакерующих элементов воздействуют на эластичные манжеты снизу, а корпус нижнего пакерующего элемента соединен с расширяющим конусом верхнего пакерующего элемента посредством промежуточной трубы регулируемой по длине, а корпус верхнего пакерующего элемента на наружной поверхности снабжен двумя кольцевыми выступами между которыми на корпусе выполнена конусная поверхность сужающаяся сверху вниз, причем напротив первого кольцевого выступа установлен якорный узел, состоящий из кольца, и соединенных с ним плашек подпружиненных внутрь, кроме того, кольцо подпружинено вверх от верхнего торца первого кольцевого выступа, при этом нижний торец первого кольцевого выступа находится во взаимодействии с верхними торцами плашек, ограничивая их осевое перемещение вверх, причем над вторым кольцевым выступом на корпусе установлен подпружиненный внутрь разрезной конус, который в рабочем положении взаимодействует с конусной поверхностью корпуса и внутренней поверхностью плашек якорного узла, при этом ниже второго кольцевого выступа на корпусе срезными элементами зафиксирована втулка, жестко соединенная с разрезным конусом, и взаимодействующая нижней частью с эластичной манжетой верхнего пакерующего элемента, при этом в рабочем положении втулка имеет возможность The new fact is that the elastic cuffs of the packing elements are made in the form of barrel-shaped seals, and the expanding cones in the form of hollow cylinders in which the shells of the packing elements are mounted telescopically sealed with the possibility of axial movement downward, and the expanding cones of the packing elements act on the elastic cuffs from below, and the lower case packing element is connected to the expanding cone of the upper packing element through an intermediate pipe adjustable in length, and the housing of the upper packer of the supporting element on the outer surface is provided with two annular protrusions between which a conical surface is made tapering from top to bottom, and an anchor assembly consisting of a ring and connected dies spring-loaded inward is installed opposite the first annular protrusion, in addition, the ring is spring-loaded upward from the upper end the first annular protrusion, while the lower end of the first annular protrusion is in interaction with the upper ends of the dies, limiting their axial movement up, and above the second the second annular protrusion on the casing has a split spring-loaded cone which is in working position interacts with the conical surface of the casing and the inner surface of the dies of the anchor assembly, while a sleeve rigidly connected to the split cone is fixed below the second annular protrusion on the casing and interacts with the lower part with an elastic cuff of the upper packer element, while in the working position the sleeve has the ability

взаимодействия с нижним торцом второго кольцевого выступа, при этом обратный клапан установлен в верхней части корпуса верхнего пакерующего элемента, кроме того подъемные трубы снизу срезными элементами соединены с верхним концом корпуса верхнего пакерующего элемента.interacting with the lower end of the second annular protrusion, while the check valve is installed in the upper part of the upper packer element body, in addition, the lifting pipes from the bottom by shear elements are connected to the upper end of the upper packer element body.

На фигуре изображено предлагаемое устройство в продольном разрезе, спущенное в скважину.The figure shows the proposed device in longitudinal section, lowered into the well.

Устройство для отключения пластов друг от друга в скважине содержит верхний 1 и нижний 2 пакерующие элементы, при этом каждый из них включает корпус 3 и 4 соответственно с кольцевым выступом 5 и 6 на конце. На корпусах 3 и 4 установлены соответственно эластичные манжеты 7 и 8. Корпуса 3 и 4 вставлены телескопически герметично в соответствующие расширяющиеся конусы 9 и 10 с возможностью осевого перемещения вниз. Расширяющие конусы 9 и 10 выполнены в виде полых цилиндров, взаимодействующих снизу с соответствующими эластичными манжетами 7 и 8, причем последние выполнены в виде бочкообразных уплотнений, например двух уплотненийA device for disconnecting the layers from each other in the well contains upper 1 and lower 2 packer elements, each of which includes a housing 3 and 4, respectively, with an annular protrusion 5 and 6 at the end. Elastic cuffs 7 and 8 are installed on the housings 3 and 4, respectively. The housings 3 and 4 are telescopically inserted tightly into the corresponding expanding cones 9 and 10 with the possibility of axial movement downward. The expanding cones 9 and 10 are made in the form of hollow cylinders interacting from below with the corresponding elastic cuffs 7 and 8, the latter being made in the form of barrel-shaped seals, for example, two seals

Промежуточная труба 11 соединяет корпус 4 нижнего пакерующего элемента 2 с расширяющим конусом 9 верхнего пакерующего элемента 1.The intermediate pipe 11 connects the housing 4 of the lower packing element 2 with the expanding cone 9 of the upper packing element 1.

На нижний конец расширяющего конуса 10 нижнего пакерующего элемента 2 навернута опорная труба 12.A support pipe 12 is screwed onto the lower end of the expansion cone 10 of the lower packer element 2.

На верхнем конце корпуса 3 верхнего пакерующего элемента 1 размещен обратный клапан 13, установленный в седле 14, имеющем продольные сквозные пазы 15 на боковой поверхности, причем седло 14 жестко соединено с верхним торцом корпуса 3.At the upper end of the casing 3 of the upper packing element 1, a check valve 13 is installed, mounted in the seat 14 having longitudinal through grooves 15 on the side surface, the seat 14 being rigidly connected to the upper end of the casing 3.

Корпус 3 верхнего пакерующего элемента 1 на наружной поверхности снабжен двумя кольцевыми выступами 16 и 17, между которыми на корпусе 3 выполнена конусная поверхность 18 сужающаяся сверху вниз.The housing 3 of the upper packing element 1 on the outer surface is provided with two annular protrusions 16 and 17, between which on the housing 3 there is a conical surface 18 tapering from top to bottom.

Напротив первого кольцевого выступа 16 установлен якорный узел 19, состоящий из кольца 20, и соединенных с ним плашек 21, подпружиненных внутрь посредством пружинных пластин 22. Кроме того, кольцо 20 подпружинено вверх от верхнего торца первого кольцевого выступа 16, благодаря чему нижний торец первого кольцевого выступа 16 находится во взаимодействии с верхними торцами плашек 21, ограничивая их осевое перемещение вверх.Opposite the first annular protrusion 16, an anchor assembly 19 is formed, consisting of a ring 20, and dies 21 connected thereto, spring-loaded inwardly by means of spring plates 22. In addition, the ring 20 is spring-loaded upward from the upper end of the first annular protrusion 16, so that the lower end of the first annular the protrusion 16 is in interaction with the upper ends of the dies 21, limiting their axial movement up.

Над вторым кольцевым выступом 17 на корпусе 3 установлен подпружиненный внутрь разрезной конус 23, который в рабочем положении взаимодействует с конусной поверхностью 18 корпуса 3 и внутренней поверхностью плашек 21 якорного узла 19. Ниже второго кольцевого выступа 17 на корпусе 3 срезными элементами 24 зафиксирована втулка 25, жестко соединенная с разрезным конусом 23 монтажными Above the second annular protrusion 17 on the housing 3 is installed a spring-loaded split cone 23, which in the working position interacts with the conical surface 18 of the housing 3 and the inner surface of the dies 21 of the anchor assembly 19. Below the second annular protrusion 17 on the housing 3 with shear elements 24, a sleeve 25 is fixed, rigidly connected to the split cone 23 mounting

элементами 26. Втулка 25 нижней частью взаимодействует с эластичной манжетой 7 верхнего пакерующего элемента 1.elements 26. The sleeve 25 of the lower part interacts with the elastic cuff 7 of the upper packing element 1.

В рабочем положении втулка 25 имеет возможность взаимодействия с нижним торцом второго кольцевого выступа 17 корпуса 3. Подъемные трубы 27 снизу имеют внутренний кольцевой упор 28 и срезными элементами 29 соединены с верхним концом корпуса 3 верхнего пакерующего элемента 3.In the working position, the sleeve 25 is able to interact with the lower end of the second annular protrusion 17 of the housing 3. The lifting pipes 27 from the bottom have an inner annular stop 28 and shear elements 29 are connected to the upper end of the housing 3 of the upper packer element 3.

Опорная труба 12 заглушена снизу заглушкой 30 и имеет боковые сквозные отверстия 31. Скважина 32 имеет два пласта 33 и 34, один из которых 33 отключаемый (например, обводненный), а второй 34 эксплуатируемый продуктивный пласт.The support pipe 12 is sealed from below by a plug 30 and has lateral through holes 31. The well 32 has two layers 33 and 34, one of which is 33 disconnected (for example, flooded), and the second 34 is an exploited reservoir.

Промежуточная труба 11 выполнена регулируемой по длине в зависимости от высоты отключаемого пласта 33.The intermediate pipe 11 is made adjustable in length depending on the height of the disconnected formation 33.

Работает устройство для отключения пластов друг от друга в скважине следующим образом.The device operates to disconnect the layers from each other in the well as follows.

Устройство в сборе на колонне подъемных труб 27 спускают в скважину 32 с таким расчетом (путем подбора длины промежуточной трубы 11), чтобы нижний пакерующий элемент 2 находился выше продуктивного пласта 34, а верхний отключаемый пласт 33 располагался между верхним 1 и нижним 2 пакерующими элементами.The device assembly on the column of lifting pipes 27 is lowered into the well 32 so that (by selecting the length of the intermediate pipe 11) so that the lower packer element 2 is higher than the reservoir 34 and the upper disconnect layer 33 is located between the upper 1 and lower 2 packer elements.

Спуск устройства в скважину 32 продолжают до взаимодействия заглушки 30 опорной трубы 12 с забоем 35. После этого начинают разгрузку колонны подъемных труб 27 на корпус 3 верхнего пакерующего элемента 1. В результате корпус 3 верхнего пакерующего элемента 1, телескопически герметично вставленный в расширяющий конус 9 начинает перемещаться вниз относительно расширяющего конуса 9 оказывающего снизу воздействие на эластичную манжету 7, выполненную в виде бочкообразных уплотнений снизу, при этом втулка 25 соединенная с корпусом 3 посредством срезных элементов 24 оказывает воздействие на эластичную манжету 7 сверху.The descent of the device into the well 32 continues until the plug 30 of the support pipe 12 interacts with the face 35. After that, the discharge of the column of the lifting pipes 27 to the housing 3 of the upper packing element 1 begins. As a result, the housing 3 of the upper packing element 1 telescopically sealed into the expansion cone 9 starts move downward relative to the expanding cone 9 having a bottom effect on the elastic cuff 7, made in the form of barrel-shaped seals from below, while the sleeve 25 is connected to the housing 3 by shear x elements 24 affects the elastic cuff 7 on top.

В итоге эластичная манжета 7 верхнего пакерующего элемента 1, сжимаясь радиально расширяется наружу и плотно прижимается к внутренней стенке скважины 32.As a result, the elastic cuff 7 of the upper packer element 1, compressing radially expands outward and tightly pressed against the inner wall of the well 32.

Одновременно с этим, поскольку опорный патрубок 12 заглушкой 30 уперт в забой 35, а сверху на опорный патрубок 12 навернут расширяющий конус 10 нижнего пакерующего элемента 2, то расширяющий конус 10 оказывает воздействие снизу на эластичную манжету 8, выполненную в виде бочкообразных уплотнений, при этом корпус 4, воспринимающий нагрузку от верхнего пакерующего элемента 1 посредством промежуточной трубы 11, также оказывает воздействие на эластичную манжету 8 сверху.At the same time, since the support pipe 12 with the plug 30 is pressed into the bottom 35, and the expansion cone 10 of the lower packer element 2 is screwed onto the support pipe 12 from above, the expansion cone 10 acts from below on the elastic cuff 8, made in the form of barrel-shaped seals, while the housing 4, which receives the load from the upper packer element 1 through the intermediate pipe 11, also affects the elastic cuff 8 from above.

В итоге эластичная манжета 8 нижнего пакерующего элемента 2, сжимаясь радиально расширяется наружу и плотно прижимается к внутренней стенке скважины 32.As a result, the elastic cuff 8 of the lower packer element 2, compressing radially expands outward and tightly pressed against the inner wall of the well 32.

Разгрузку колонны подъемных труб 27 на корпус 3 продолжают, и в определенный момент (при нагрузке примерно 100 кН) разрушаются срезные элементы 24, фиксирующие втулку 25 относительно корпуса 3 верхнего пакерующего элемента 1.The unloading of the column of lifting pipes 27 to the housing 3 continues, and at a certain moment (with a load of about 100 kN) shear elements 24 are fixed, fixing the sleeve 25 relative to the housing 3 of the upper packing element 1.

В результате разрушения срезных элементов 24, подпружиненный внутрь разрезной конус 23, расположенный над вторым кольцевым выступом 17 корпуса 3 под воздействием снизу втулки 25 вступает во взаимодействие с конусной поверхностью 18 корпуса 3, при этом корпус 3 продолжает опускаться вниз.As a result of the destruction of the shear elements 24, the spring-loaded split cone 23 located above the second annular protrusion 17 of the housing 3 under the influence of the bottom of the sleeve 25 interacts with the conical surface 18 of the housing 3, while the housing 3 continues to fall down.

При этом разрезной конус 23 расширяется наружу в радиальном направлении и вступает во взаимодействие с внутренней поверхностью плашек 21 якорного узла 19, а поскольку плашки 21 своими верхними торцами уперты в нижний торец первого кольцевого выступа 16 корпуса 3, то плашки 21 подпружиненные посредством пружинных пластин 22 под действием радиально расходящегося наружу разрезного конуса 23 расходятся в радиальном направлении наружу, при этом втулка 25 вступает во взаимодействие с нижним торцом второго кольцевого выступа 17 корпус 3 верхнего пакерующего элемента 1In this case, the split cone 23 extends outward in the radial direction and interacts with the inner surface of the dies 21 of the anchor assembly 19, and since the dies 21 rest with their upper ends against the lower end of the first annular projection 16 of the housing 3, the dies 21 are spring-loaded by means of spring plates 22 under the action of the radially diverging outward split cone 23 diverges in the radial direction outward, while the sleeve 25 interacts with the lower end of the second annular protrusion 17 of the housing 3 of the upper packer element 1

Разгрузку колонны подъемных труб 27 на устройство продолжают, при этом (при нагрузке примерно 130-140 кН) разрушаются срезные элементы 29 и подъемные трубы 27 внутренним кольцевым упором 28 упираются сверху в верхний торец корпуса 3 верхнего пакерующего элемента 1.The unloading of the column of lifting pipes 27 to the device continues, while (at a load of about 130-140 kN) shear elements 29 and the lifting pipes 27 with the inner ring stop 28 abut against the upper end of the housing 3 of the upper packer element 1.

Процесс запакеровки и фиксации устройства в скважине 32 окончен. В результате отключаемый заводненный пласт 33 отсечен от продуктивного пласта 34, а устройство оказывается жестко зафиксированным на стенках скважины 32, что предохраняет эластичные манжеты 7 и 8 соответственно пакерующих элементов 1 и 2 от страгивания при восприятии ими давлений жидкости, как снизу, так и сверху.The process of packing and fixing the device in the well 32 is completed. As a result, the switched-off water-filled formation 33 is cut off from the productive formation 34, and the device is rigidly fixed on the walls of the well 32, which protects the elastic cuffs 7 and 8 of the packing elements 1 and 2, respectively, from breaking when they perceive fluid pressures, both from below and above.

Подъемные трубы 27 извлекают на поверхность, после чего в скважину 32 спускают необходимое глубинонасосное оборудование (на фиг. не показано) и продолжают дальнейшую эксплуатацию скважины.Lifting pipes 27 are removed to the surface, after which the necessary deep pumping equipment is lowered into the well 32 (not shown in FIG.) And the further operation of the well is continued.

В процессе эксплуатации скважины 32, добываемая жидкость из продуктивного пласта 34 через сквозные отверстия 31 опорной трубы 12 поступает внутрь опорной трубы 12 и далее по внутреннему пространству устройства поднимается вверх, при этом обратный клапан 13 поднимается вверх в седле 14 и добываемая жидкость по сквозным пазам 15 седла 14 поступает на прием глубинного насоса (на фиг. не показано), посредством которого добываемая жидкость извлекается на поверхность.During operation of the well 32, the produced fluid from the reservoir 34 through the through holes 31 of the support pipe 12 enters the support pipe 12 and then rises upward through the internal space of the device, while the check valve 13 rises upward in the seat 14 and the produced fluid through the through grooves 15 saddles 14 are received by a downhole pump (not shown in FIG.), by which the produced fluid is extracted to the surface.

В случае остановки скважины 32 по различным причинам (отключение электроэнергии, ремонт скважины) обратный клапан 13, находящийся в седле 14 In the event of a shutdown of a well 32 for various reasons (power outage, well repair), a non-return valve 13 located in the seat 14

предотвращает обратное поступление добываемой жидкости в продуктивный пласт 34, в связи с чем сохраняются коллекторские свойства продуктивного пласта 34.prevents the return of produced fluid into the reservoir 34, and therefore the reservoir properties of the reservoir 34 are preserved.

Когда в процессе эксплуатации возникает необходимость работы с продуктивным пластом 34 (промывка, обработка призабойной зоны пласта) устройство можно извлечь из скважины 32.When during operation it becomes necessary to work with the reservoir 34 (flushing, treatment of the bottom-hole formation zone), the device can be removed from the well 32.

Для этого в скважину на канате или колонне подъемных труб спускают ловильный инструмент (на фиг. не показано), например наружную труболовку и производят захват устройства сверху за наружную цилиндрическую поверхность 36 корпуса 3 верхнего пакерующего элемента 1. Натяжением ловильного инструмента приподнимают корпус 3 вверх, при этом плашки 21 якорного узла 19 отходят от внутренней стенки скважины 32, сжимаясь радиально внутрь посредством пружинных пластин 22, и воздействуя внутренней поверхностью на разрезной конус 23 снаружи, при этом последний также сжимается внутрь и по конусной поверхности 18 корпуса 3 опускается вниз, освобождая устройство от фиксации в скважине 32. Устройство посредством корпуса 3 и ловильного инструмента продолжают тянуть вверх, при этом эластичные манжеты 7 и 8 соответственно пакерующих элементов 1 и 2, вследствии снятия с них осевых нагрузок, поочередно отходят от внутренних стенок скважины 32.To do this, a fishing tool is lowered into the well on a rope or a column of lifting pipes (not shown in Fig.), For example, an external tube and the device is gripped from above by the outer cylindrical surface 36 of the housing 3 of the upper packing element 1. By pulling the fishing tool, the housing 3 is lifted upwards, the dies 21 of the anchor assembly 19 extend from the inner wall of the well 32, compressing radially inward by means of spring plates 22, and acting on the split cone 23 from the outside with the inner surface, it also contracts inward and tapers down along the conical surface 18 of the housing 3, freeing the device from fixing in the well 32. The device continues to be pulled up by the housing 3 and the fishing tool, while the elastic cuffs 7 and 8 of the packing elements 1 and 2, respectively, are removed from axial loads, alternately moving away from the internal walls of the well 32.

Предлагаемое устройство обеспечивает повышение герметичности посадки за счет изготовления эластичных манжет в виде бочкообразных уплотнений, а надежность работы устройства связана с его жесткой фиксацией в скважине, что позволяет исключить страгивание эластичных манжет пакерующих элементов в процессе работы, кроме того, устройство можно свободно без затяжек извлечь из скважины при необходимости.The proposed device provides improved tightness of the landing due to the manufacture of elastic cuffs in the form of barrel-shaped seals, and the reliability of the device is associated with its rigid fixation in the well, which eliminates the stragging of the elastic cuffs of the packing elements during operation, in addition, the device can be freely removed without delay wells if necessary.

Claims (1)

Устройство для отключения пластов друг от друга в скважине, содержащее подъемные трубы, промежуточную и опорную трубы, обратный клапан, срезные элементы, верхний и нижний пакерующие элементы, каждый из которых включает корпус с кольцевым выступом на конце, эластичную манжету и расширяющий конус, отличающееся тем, что эластичные манжеты пакерующих элементов выполнены в виде бочкообразных уплотнений, а расширяющие конусы в виде полых цилиндров, в которые телескопически герметично, с возможностью осевого перемещения вниз, установлены корпуса пакерующих элементов, причем расширяющие конусы пакерующих элементов воздействуют на эластичные манжеты снизу, а корпус нижнего пакерующего элемента соединен с расширяющим конусом верхнего пакерующего элемента посредством промежуточной трубы регулируемой по длине, а корпус верхнего пакерующего элемента на наружной поверхности снабжен двумя кольцевыми выступами, между которыми на корпусе выполнена конусная поверхность, сужающаяся сверху вниз, причем напротив первого кольцевого выступа установлен якорный узел, состоящий из кольца, и соединенных с ним плашек, подпружиненных внутрь, кроме того, кольцо подпружинено вверх от верхнего торца первого кольцевого выступа, при этом нижний торец первого кольцевого выступа находится во взаимодействии с верхними торцами плашек, ограничивая их осевое перемещение вверх, причем над вторым кольцевым выступом на корпусе установлен подпружиненный внутрь разрезной конус, который в рабочем положении взаимодействует с конусной поверхностью корпуса и внутренней поверхностью плашек якорного узла, при этом ниже второго кольцевого выступа на корпусе срезными элементами зафиксирована втулка, жестко соединенная с разрезным конусом и взаимодействующая нижней частью с эластичной манжетой верхнего пакерующего элемента, при этом в рабочем положении втулка имеет возможность взаимодействия с нижним торцом второго кольцевого выступа, при этом обратный клапан установлен в верхней части корпуса верхнего пакерующего элемента, кроме того, подъемные трубы снизу срезными элементами соединены с верхним концом корпуса верхнего пакерующего элемента.

A device for disconnecting the layers from each other in the well, comprising lifting pipes, intermediate and supporting pipes, a check valve, shear elements, upper and lower packing elements, each of which includes a housing with an annular protrusion at the end, an elastic cuff and an expanding cone, characterized in that the elastic cuffs of the packer elements are made in the form of barrel-shaped seals, and the expanding cones in the form of hollow cylinders, in which are mounted telescopically hermetically, with the possibility of axial movement downwards, a mustache of packer elements, the expanding cones of the packer elements acting on the elastic cuffs from below, and the case of the lower packer element is connected to the expanding cone of the upper packer element by means of an intermediate pipe that is adjustable in length, and the case of the upper packer element on the outer surface is provided with two annular protrusions between which the housing has a conical surface, tapering from top to bottom, and an anchor assembly consisting of a ring is installed opposite the first annular protrusion tsa, and dies connected to it, spring-loaded inward, in addition, the ring is spring-loaded upward from the upper end of the first annular protrusion, while the lower end of the first annular protrusion is in interaction with the upper ends of the dies, limiting their axial movement upward, and above the second annular protrusion a split cone spring-loaded inwardly mounted on the housing, which in the working position interacts with the conical surface of the housing and the inner surface of the dies of the anchor assembly, while below the second annular In a protrusion on the housing with shear elements, a sleeve is fixed that is rigidly connected to the split cone and interacts with the lower part with the elastic cuff of the upper packer element, while in the working position the sleeve is able to interact with the lower end of the second annular protrusion, while the check valve is installed in the upper part of the upper housing packer element, in addition, the lifting pipe bottom shear elements are connected to the upper end of the housing of the upper packer element.