RU57801U1

RU57801U1 - Wellhead packer

Info

Publication number: RU57801U1
Application number: RU2006118012/22U
Authority: RU
Inventors: Фарид Фоатович Ахмадишин; Альмир Сахеевич Тимиров; Дмитрий Витальевич Страхов; Радик Зяузятович Зиятдинов; Владимир Борисович Оснос
Original assignee: Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина
Priority date: 2006-05-24
Filing date: 2006-05-24
Publication date: 2006-10-27

Abstract

Предложение относится к нефтегазодобывающей промышленности и предназначено для проверки герметичности приустьевой части обсадной колонны совместно с противовыбросным оборудованием при бурении нефтяных и газовых скважин. Пакер устьевой состоит из корпуса и узла уплотнения, установленного на наружной поверхности корпуса. Узел уплотнения выполнен в виде самоуплотняющейся сверху вниз манжеты. Предлагаемый пакер устьевой имеет простую конструкцию, в связи с чем, он является дешевым и не сложным в изготовлении, а это позволяет сэкономить материальные и, финансовые средства. 1 ил. на 1 л.The proposal relates to the oil and gas industry and is intended to test the tightness of the estuary part of the casing jointly with blow-out equipment for drilling oil and gas wells. The wellhead packer consists of a housing and a seal assembly mounted on the outer surface of the housing. The seal assembly is made in the form of a self-sealing cuff from top to bottom. The proposed wellhead packer has a simple design, and therefore, it is cheap and not difficult to manufacture, and this saves material and financial resources. 1 ill. for 1 liter

Description

Предложение относится к нефтегазодобывающей промышленности и предназначено для проверки герметичности приустьевой части обсадной колонны совместно с противовыбросным оборудованием при бурении нефтяных и газовых скважин.The proposal relates to the oil and gas industry and is intended to test the tightness of the estuary part of the casing jointly with blow-out equipment for drilling oil and gas wells.

Известна конструкция устьевого пакера (Радковский В.Р. и др. «Оборудование и инструмент для предупреждения и ликвидации фонтанов» Справочник. - М.: Недра, 1996 г., с.136-137), состоящая из корпуса, манжеты, упора, стабилизатора, двух гаек и шайбы. Пакер спускают в скважину на колонне бурильных труб до требуемой глубины и закачивая жидкость, создают давление в затрубном пространстве.Known design of the wellhead packer (Radkovsky VR and others. "Equipment and tools for the prevention and elimination of fountains" Reference. - M .: Nedra, 1996, S. 136-137), consisting of a housing, cuff, emphasis, stabilizer, two nuts and washers. The packer is lowered into the well on the drill pipe string to the required depth and pumping fluid, create pressure in the annulus.

Данная конструкция устьевого пакера обладает низкой надежностью работы при больших давлениях опрессовки из-за затекания нижней части манжеты в кольцевой зазор между пакером и обсадной трубой.This design of the wellhead packer has low reliability at high crimping pressures due to leakage of the lower part of the cuff into the annular gap between the packer and the casing.

Наиболее близким по технической сущности к предлагаемому является пакер устьевой (патент RU №2152506, Е 21 В 33/12 опубл. от 10.07.2000 г.), состоящий из корпуса, узла уплотнения и хвостовика, при этом узел уплотнения выполнен из двух радиальных манжет с воротничками и пологими наружными фасками для ввода пакера в устье скважины, разделенных шайбой со скосами, геометрически соответствующими поверхности воротничков манжет, и снабженной каналами подачи жидкости из верхней манжеты в нижнюю, а также распорной втулки для ограничения степени сжатия манжет упорами - стабилизаторами, верхний из которых снабжен каналами подачи жидкости из затрубного пространства в полость верхней манжеты, при этом хвостовик снабжен кольцевым рядом радиальных сквозных отверстий с резьбой для установки стопорных винтов, фиксирующих хвостовик в кольцевой проточке корпуса.The closest in technical essence to the proposed is the wellhead packer (patent RU No. 2152506, Е 21 В 33/12 publ. From 10.07.2000), consisting of a housing, a seal assembly and a shank, while the seal assembly is made of two radial cuffs with collars and gentle external chamfers for introducing the packer at the wellhead, separated by a washer with bevels geometrically corresponding to the surface of the collar of the cuffs and equipped with fluid supply channels from the upper cuff to the lower cuff, as well as a spacer sleeve to limit the degree of compression of the cuffs pores - stabilizers, the upper of which is provided with channels for supplying fluid from the annulus to the cavity of the upper cuff, while the shank is provided with an annular row of radial through holes with thread for installing retaining screws that fix the shank in the annular groove of the body.

Недостатками данной конструкции являются:The disadvantages of this design are:

- во-первых, сложность конструкции, обусловленная большим количеством узлов и деталей;- firstly, the complexity of the design, due to the large number of nodes and parts;

- во-вторых, сложность изготовления, обусловленная большим количеством технически сложных деталей, что ведет к удорожанию конструкции в целом и как следствие высокой ее стоимости.- secondly, the complexity of manufacturing, due to the large number of technically complex parts, which leads to an increase in the cost of the structure as a whole and as a result of its high cost.

Технической задачей полезной модели является упрощение конструкции, и как следствие, снижение металлоемкости и стоимости устройства.The technical task of the utility model is to simplify the design, and as a result, reduce the metal consumption and cost of the device.

поставленная техническая задача решается пакером устьевым, состоящим из корпуса и узла уплотнения, установленного на наружной поверхности корпуса.the stated technical problem is solved by the wellhead packer, consisting of a housing and a seal assembly mounted on the outer surface of the housing.

Новым является то, что узел уплотнения выполнен в виде самоуплотняющейся сверху вниз манжеты.What is new is that the seal assembly is made in the form of a self-sealing cuff from top to bottom.

На фигуре изображен пакер устьевой в продольном разрезе.The figure shows a wellhead packer in longitudinal section.

Пакер устьевой состоит из корпуса 1 и узла уплотнения 2, установленного на наружной поверхности корпуса 1.The wellhead packer consists of a housing 1 and a seal assembly 2 mounted on the outer surface of the housing 1.

Узел уплотнения 2 выполнен в виде самоуплотняющейся сверху вниз манжеты 3.The seal assembly 2 is made in the form of a cuff 3 self-sealing from top to bottom.

Пакер устьевой работает следующим образом.Wellhead packer works as follows.

Перед спуском устьевого пакера в скважину производят сборку устьевой арматуры 4 (см. фиг.), которую снизу крепят к верхнему концу эксплуатационной колонны 5. После сборки устьевой арматуры 4 к ее верхнему фланцу 6 закрепляют превентор 7.Before the wellhead packer is lowered into the well, the wellhead 4 is assembled (see Fig.), Which is attached from the bottom to the upper end of the production casing 5. After the wellhead 4 is assembled, a preventer 7 is fixed to its upper flange 6.

Далее пакер устьевой в собранном виде на конце трубы 8 спускают в эксплуатационную колонну 5 скважины на требуемую глубину, при этом самоуплотняющая сверху вниз манжета 3 находится в контакте с внутренними стенками эксплуатационной колонны 5.Next, the wellhead packer in the assembled form at the end of the pipe 8 is lowered into the production casing 5 of the well to the required depth, while the self-sealing cuff 3 from top to bottom is in contact with the inner walls of the production casing 5.

В процессе спуска устьевого пакера в эксплуатационную колонну 5 скважины самоуплотняющаяся сверху вниз манжета 3 пропускает снизу вверх находящуюся в эксплуатационной колонне 5 скважинную жидкость (в случае ее наличия), при этом происходит заполнение межколонного пространства 9.During the descent of the wellhead packer into the production casing 5 of the well, a self-sealing top-down cuff 3 passes from bottom to top the borehole fluid located in the production casing 5 (if one is present), while the annulus 9 is filled.

После спуска устьевого пакера в требуемый интервал эксплуатационной колонны 5 скважины устанавливают трубу 8 на хомут 10.After the wellhead packer is lowered into the required interval of the production casing 5, the pipe 8 is installed on the clamp 10.

Затем доливают межколонное пространство 9 технологической жидкостью и герметизируют превентор 7. Создают требуемое давление в межколонном пространстве 9 скважины, при этом манжета 3 под действием давления жидкости самоуплотняется, плотно прижимаясь к внутренним стенкам обсадной колонны 5 скважины. Опрессовку производят согласно утвержденного плана работ, при этом опрессовке подвергается как эксплуатационная колонна 5 выше устьевого пакера, так и устьевая арматура 4 и превентор 7. После проведения опрессовки давление в межколонном пространстве стравливают и производят извлечение устьевого пакера.Then the annular space 9 is filled with process fluid and the preventer 7 is sealed. The required pressure is created in the annular space 9 of the well, while the cuff 3 self-seals under the influence of the fluid pressure, tightly pressing against the inner walls of the casing 5 of the well. The pressure test is carried out in accordance with the approved work plan, while the production casing 5 is above the wellhead packer, and the wellhead 4 and the preventer 7 are pressure tested. After pressure testing, the pressure in the annulus is vented and the wellhead packer is removed.

Предлагаемый пакер устьевой имеет простую конструкцию, в связи с чем, он является дешевым и не сложным в изготовлении, а это позволяет сэкономить материальные и финансовые средства.The proposed wellhead packer has a simple design, and therefore, it is cheap and not difficult to manufacture, and this saves material and financial resources.

Claims

Wellhead packer, consisting of a housing and a seal assembly mounted on the outer surface of the housing, characterized in that the seal assembly is in the form of a self-sealing cuff from top to bottom.