[go: up one dir, main page]
More Web Proxy on the site http://driver.im/

RU2574635C2 - Hydraulic-set packer with piston coupled to annular space - Google Patents

Hydraulic-set packer with piston coupled to annular space Download PDF

Info

Publication number
RU2574635C2
RU2574635C2 RU2014104215/03A RU2014104215A RU2574635C2 RU 2574635 C2 RU2574635 C2 RU 2574635C2 RU 2014104215/03 A RU2014104215/03 A RU 2014104215/03A RU 2014104215 A RU2014104215 A RU 2014104215A RU 2574635 C2 RU2574635 C2 RU 2574635C2
Authority
RU
Russia
Prior art keywords
piston
packer
spindle
pressure
annular space
Prior art date
Application number
RU2014104215/03A
Other languages
Russian (ru)
Other versions
RU2014104215A (en
Inventor
Майкл К. ДЕРБИ
Original Assignee
Везерфорд/Лэм, Инк.
Priority date (The priority date is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the date listed.)
Filing date
Publication date
Application filed by Везерфорд/Лэм, Инк. filed Critical Везерфорд/Лэм, Инк.
Publication of RU2014104215A publication Critical patent/RU2014104215A/en
Application granted granted Critical
Publication of RU2574635C2 publication Critical patent/RU2574635C2/en

Links

Images

Abstract

FIELD: oil and gas industry.
SUBSTANCE: group of inventions is referred to hydraulic-set packers intended for setting in annular space of the borehole and methods of their setting. The hydraulic-set packer intended for setting in annular space of the borehole comprises a spindle with inner channel and inner window coupling the inner channel with the area outside spindle; a packer element placed at the spindle and having the first and second sides, at that the packer element is compressible for the purpose of its connecting to the borehole; a piston is placed at the spindle at the first side of the packer element, and it forms the first and second piston chambers, at that the first piston chamber is connected to the inner window; and bypass space connecting annular space at the second side of the packer element to the second piston chamber of the piston at the first side of the packer element.
EFFECT: increased mounting force at the packer element.
23 cl, 3 dwg

Description

ПРЕДПОСЫЛКИ ИЗОБРЕТЕНИЯBACKGROUND OF THE INVENTION

В ступенчатом гидроразрыве пласта многочисленные зоны пласта требуют последовательной изоляции для обработки. Поэтому операторы устанавливают компоновку 20 гидроразрыва, как показано на фиг. 1, вблизи ствола 10 скважины. В общем, компоновка 20 имеет верхний пакер хвостовика (не показано), поддерживающий колонну 12 насосно-компрессорных труб в стволе 10 скважины. Пакеры 50 для необсаженного ствола изолируют ствол скважин в зонах 14, и различные скользящие муфты 40 на колонне 12 насосно-компрессорных труб могут селективно связывать колонну 12 насосно-компрессорных труб с различными зонами 14. Когда зоны 14 не требуют закрытия после открытия, операторы могут применять одноразовые скользящие муфты 40 для гидроразрыва пласта. Муфты 40 данного типа обычно приводятся в действие сбросом шаров и стопорятся открытыми после приведения в действие. Муфта 40 другого типа также приводится в действие сбросом шара, но может смещаться в закрытое положение после открытия.In stepped hydraulic fracturing, multiple zones of the formation require sequential isolation for processing. Therefore, operators set the fracturing arrangement 20 as shown in FIG. 1, near the wellbore 10. In general, the arrangement 20 has an upper liner packer (not shown) supporting the tubing string 12 in the wellbore 10. Open-hole packers 50 isolate the wellbore in zones 14, and various sliding sleeves 40 on tubing string 12 can selectively link tubing string 12 to different zones 14. When zones 14 do not require closure after opening, operators can apply Disposable sliding sleeves 40 for hydraulic fracturing. Clutches 40 of this type are typically driven by ball release and lock open after being actuated. Another type of coupling 40 is also actuated by discharging the ball, but may move to the closed position after opening.

Вначале все скользящие муфты 40 закрыты. Операторы затем сбрасывают установочный шар для закрытия скважинного изоляционного клапана (не показано), который изолирует забойный конец колонны 12 насосно-компрессорных труб. В данной точке пакеры 50 гидравлически устанавливаются с помощью перекачки текучей среды насосной системой 35, соединенной с буровой установкой 30 на скважине. Давление в колонне 12 насосно-компрессорных труб приводит в действие пакеры для изоляции кольцевого пространства в многочисленных зонах 14. С установленными пакерами 50 операторы монтируют наземное оборудование гидроразрыва пласта, подают насосом текучую среду вниз по колонне 12 насосно-компрессорных труб для открытия приводимых в действие давлением скользящих муфт (не показано), при этом первая зона 14 может обрабатываться.Initially, all sliding sleeves 40 are closed. The operators then reset the set ball to close the downhole isolation valve (not shown), which isolates the downhole end of the tubing string 12. At this point, the packers 50 are hydraulically installed by pumping a fluid pump system 35 connected to the rig 30 in the well. The pressure in the tubing string 12 drives packers to isolate the annular space in multiple zones 14. With the packers 50 installed, operators mount the fracturing equipment on the ground, pump fluid down the tubing string 12 to open the pressure-driven tubing sliding sleeves (not shown), while the first zone 14 can be processed.

В продолжение работы операторы сбрасывают шары с последовательно увеличивающимися диаметрами в колонну насосно-компрессорных труб 14 для открытия последовательных муфт 40 и закачки текучей среды для поэтапной обработки разделенных зон 14. Когда сброшенный шар встречается со своим соответствующим гнездом в скользящей муфте 40, текучая среда подается насосной системой 35 вниз по колонне 12 насосно-компрессорных труб и создает давление на установленный шар. Сила давления закачиваемой текучей среды на установленный шар сдвигает муфту 40 в открытое положение. В свою очередь, установленный шар отклоняет закачиваемую текучую среду в окна в муфте 40, в окружающий ствол 10 скважины между пакерами 50 и в смежную зону 14 и предотвращает проход текучей среды в нижнюю зону 14. С помощью сбрасывания шаров с последовательно увеличивающимися диаметрами для приведения в действие соответствующих муфт 40 операторы могут точно обрабатывать каждую зону 14 вверх по стволу 10 скважины.In continuation of the work, the operators drop balls with successively increasing diameters into the tubing string 14 to open successive couplings 40 and pump the fluid to process the divided zones 14. When the ball is discarded and meets its corresponding socket in the sliding sleeve 40, the fluid is pumped system 35 down the tubing string 12 and creates pressure on the installed ball. The pressure force of the injected fluid onto the installed ball shifts the sleeve 40 to the open position. In turn, the installed ball deflects the injected fluid into the windows in the sleeve 40, into the surrounding wellbore 10 between the packers 50 and into the adjacent zone 14 and prevents the passage of fluid into the lower zone 14. By dropping balls with successively increasing diameters to bring in the action of the respective couplings 40 operators can accurately process each zone 14 up the wellbore 10.

На фиг. 2А-2В показаны два примера гидравлически устанавливаемых пакеров 50А-50В для необсаженного ствола согласно известной технике. Показанный на фиг. 2А пакер 50А имеет шпиндель 52 с внутренним каналом 53, проходящим сквозь него, который соединяется на колонне насосно-компрессорных труб (12, фиг. 1). Концы шпинделя 52 имеют концевые кольца 56 и 58, установленные снаружи на нем, и внутренний канал 53 шпинделя 52 имеет одно или несколько окон 54а, 54b потока для гидравлической связи шпинделя 52 с наружным пространством.In FIG. 2A-2B show two examples of hydraulically set open-hole packers 50A-50B according to known art. Shown in FIG. 2A, the packer 50A has a spindle 52 with an internal channel 53 passing therethrough, which is connected to the tubing string (12, FIG. 1). The ends of the spindle 52 have end rings 56 and 58 mounted externally thereon, and the inner channel 53 of the spindle 52 has one or more flow windows 54a, 54b for hydraulically connecting the spindle 52 to the outside.

Поршень 60, расположенный снаружи на шпинделе 52, имеет храповой механизм 66, такой как корпусное стопорное кольцо, на одном конце для застопоривания поршня 60. Другой конец 61 поршня 60 прижимает пакерующий элемент 70 к закрепленному концевому кольцу 58 на шпинделе 52, когда поршень 60 проиводится в действие.The piston 60, located externally on the spindle 52, has a ratchet mechanism 66, such as a housing retaining ring, at one end to lock the piston 60. The other end 61 of the piston 60 presses the packing member 70 against the fixed end ring 58 on the spindle 52 when the piston 60 is engaged into action.

Для гидравлического приведения в действие пакера 50А текучая среда, подаваемая вниз по каналу 53 шпинделя, входит в поршневую камеру 64а между внутренней стороной поршня 60 и шпинделем 52 через одно или несколько расходных окон 54а. Рост давления в насосно-компрессорной трубе и внутри камеры 64а заставляет поршень 60 скользить вдоль шпинделя 52 и придавливает конец 61 поршня к пакерующему элементу 70, который выдвигается наружу к окружающей стенке 15 ствола скважины при сжатии. При увеличении объема поршневой камеры 64а с перемещением поршня 60 храповой механизм 66 застопоривается на зубчатой поверхности на шпинделе 52 и предотвращает реверсивное перемещение поршня 60. Кроме того, объем 62 между поршнем 60 и шпинделем 52 уменьшается при перемещении поршня 60, и текучая среда может уходить в кольцевое пространство 16 ствола скважины через наружные окна 63.For hydraulically actuating the packer 50A, a fluid supplied downstream of the spindle channel 53 enters the piston chamber 64a between the inside of the piston 60 and the spindle 52 through one or more flow ports 54a. The increase in pressure in the tubing and inside the chamber 64a causes the piston 60 to slide along the spindle 52 and presses the end 61 of the piston to the packer element 70, which extends outward to the surrounding wall 15 of the wellbore during compression. As the volume of the piston chamber 64a increases with the piston 60 moving, the ratchet mechanism 66 locks on the gear surface on the spindle 52 and prevents the piston 60 from reversing. In addition, the volume 62 between the piston 60 and the spindle 52 decreases when the piston 60 moves, and the fluid can go into annular space 16 of the wellbore through the outer windows 63.

Пакер 50А на фиг. 2А может иметь устройство с двумя поршнями, как показано. В данном случае второй поршень 68 может также перемещаться давлением в насосно-компрессорной трубе, отбирающимся в другую поршневую камеру 64b через одно или несколько окон 54b. Данный второй поршень 68 также действует на пакерующий элемент 70, выдвигая его наружу к окружающей стенке 15 ствола скважины.Packer 50A in FIG. 2A may have a device with two pistons, as shown. In this case, the second piston 68 can also be moved by pressure in the tubing, taken into another piston chamber 64b through one or more windows 54b. This second piston 68 also acts on the packer element 70, pushing it outward to the surrounding wall 15 of the wellbore.

Пакер 50В на фиг. 2В является аналогичным рассмотренному выше и показанному на фиг. 2А, так что одинаковые ссылочные позиции используются для аналогичных компонентов. Данный пакер 50В, показанный на фиг. 2В, имеет двухступенчатое активирование пакерующего элемента 70. Когда давление в насосно-компрессорной трубе подается в канал 53 шпинделя и в поршневую камеру 64, сила давления перемещает установочный шпиндель 65 первой ступени под пакерующий элемент 70 и увеличивает наружный диаметр элемента.Packer 50B in FIG. 2B is similar to that described above and shown in FIG. 2A, so that the same reference numbers are used for similar components. This packer 50B shown in FIG. 2B has a two-stage activation of the packing element 70. When the pressure in the tubing is supplied to the spindle channel 53 and to the piston chamber 64, the pressure force moves the first stage setting spindle 65 under the packing element 70 and increases the outer diameter of the element.

После полного прохождения установочного шпинделя 65 между пакерующим элементом 70 и шпинделем 52, когда дальний конец шпинделя 65 до конца входит внутрь закрепленного концевого кольца 58, инициируется вторая ступень пакера 50В, теперь поршень 60 перемещается переданным давлением. Конец 61 поршня 60 придавливает пакерующий элемент 70 к закрепленному концевому кольцу 58, обуславливая расширение элемента 70 наружу и уплотнение на стенке 15 ствола скважины. Как прежде, корпусное стопорное кольцо храпового механизма 66 фиксирует поршень 60 в положении, в котором пакер 50В может удерживать перепад давления сверху и снизу.After the installation spindle 65 has completely passed between the packer element 70 and the spindle 52, when the distal end of the spindle 65 has completely gone inside the fixed end ring 58, the second stage of the packer 50B is initiated, and now the piston 60 is moved by the transmitted pressure. The end 61 of the piston 60 presses the packer element 70 against the fixed end ring 58, causing the element 70 to expand outward and seal on the borehole wall 15. As before, the housing snap ring of the ratchet mechanism 66 fixes the piston 60 in a position in which the packer 50B can hold a pressure differential from above and below.

Гидравлические поршни 60 в гидравлически устанавливаемых пакерах 50А-50В, рассмотренных выше и используемых в системе 20 гидроразрыва пласта, показанной на фиг. 1, прикладывают устанавливающую силу к пакерующему элементу 70, только когда имеется давление в насосно-компрессорной трубе в шпинделе 52 пакера и отсутстует значительное давление в кольцевых пространствах со стороны устья скважины и забоя скважины, окружающих пакер 50А-В.The hydraulic pistons 60 in the hydraulically mounted packers 50A-50B discussed above and used in the hydraulic fracturing system 20 shown in FIG. 1, a setting force is applied to the packer element 70 only when there is pressure in the tubing in the spindle 52 of the packer and there is no significant pressure in the annular spaces from the side of the wellhead and the bottom of the well surrounding the packer 50A-B.

СУЩНОСТЬ ИЗОБРЕТЕНИЯSUMMARY OF THE INVENTION

Гидравлически устанавливаемый пакер (100) имеет шпиндель (110) с внутренним каналом (112) и окно (114), связывающее внутренний канал (112) с частью снаружи шпинделя (110). Пакерующий элемент (170), расположенный на шпинделе (110), может сжиматься поршнем (150) для соединения со стволом скважины. Поршень расположен на шпинделе на первой стороне пакерующего элемента и перемещается, преодолевая сопротивление пакерующего элемента, когда давление в насосно-компрессорной трубе передается в первую поршневую камеру через окно шпинделя. Для увеличения установочных сил байпас (180) соединяет вторую противоположную сторону (172) пакерующего элемента (170) со второй камерой (164) давления поршня (150). Например, муфта (184), расположенная между пакерующим элементом (170) и шпинделем, образует пространство (185), связывающее противоположную сторону (172) пакерующего элемента (170) со второй камерой (164) давления поршня (150). Во время работ под высоким давлением более низкое давление в кольцевом пространстве с противоположной (например, ближней к устью скважины) стороны (172) пакерующего элемента (150) может действовать на вторую (заднюю) сторону (164) поршня (150), а более высокое давление гидроразрыва пласта действует на первую (например, ближнюю к забою) сторону (160) поршня (150). В конкретном варианте реализации давления могут действовать на две стороны (153-1, 153-2) уплотнительного элемента (152) поршня (150). Когда такое происходит, действующие давления увеличивают перемещение поршня из зоны (160) высокого давления к зоне (164) низкого давления. Кроме того, давление в кольцевом пространстве от гидроразрыва или другой работы в кольцевом пространстве (16В) может также действовать совместно с передаваемым давлением в насосно-компрессорной трубе для сжатия пакерующего элемента (170).The hydraulically mounted packer (100) has a spindle (110) with an internal channel (112) and a window (114) connecting the internal channel (112) with a part outside the spindle (110). A packer element (170) located on the spindle (110) can be compressed by a piston (150) to connect to the wellbore. The piston is located on the spindle on the first side of the packing element and moves overcoming the resistance of the packing element when pressure in the tubing is transmitted to the first piston chamber through the spindle window. To increase the installation forces, a bypass (180) connects the second opposite side (172) of the packing element (170) with the second piston pressure chamber (164) (150). For example, a sleeve (184) located between the packing element (170) and the spindle forms a space (185) connecting the opposite side (172) of the packing element (170) with the second piston pressure chamber (164) (150). During work under high pressure, lower pressure in the annular space from the opposite (for example, closest to the wellhead) side (172) of the packing element (150) can act on the second (rear) side (164) of the piston (150), and a higher hydraulic fracturing pressure acts on the first (for example, closest to the bottom) side (160) of the piston (150). In a particular embodiment, the pressure may act on two sides (153-1, 153-2) of the piston sealing element (152) (150). When this happens, acting pressures increase the movement of the piston from the high pressure zone (160) to the low pressure zone (164). In addition, the pressure in the annular space from fracturing or other work in the annular space (16B) can also act in conjunction with the transmitted pressure in the tubing to compress the packer element (170).

В приведенной выше сущности изобретения не дается обзор каждого потенциального варианта осуществления или каждого аспекта настоящего изобретения.The above summary does not provide an overview of each potential embodiment or each aspect of the present invention.

КРАТКОЕ ОПИСАНИЕ ЧЕРТЕЖЕЙBRIEF DESCRIPTION OF THE DRAWINGS

На фиг. 1 схематично показана колонна насосно-компрессорных труб с многочисленными муфтами и пакерами для необсаженного ствола системы гидроразрыва пласта.In FIG. 1 schematically shows a tubing string with multiple couplings and packers for an open hole fracturing system.

На фиг. 2А показана часть сечения гидравлически устанавливаемого пакера для необсаженного ствола скважины известной техники.In FIG. 2A shows a part of a cross section of a hydraulically mounted packer for an open-hole wellbore of the prior art.

На фиг. 2В показана часть сечения другого гидравлически устанавливаемого пакера для необсаженного ствола скважины известной техники.In FIG. 2B shows a portion of a cross-section of another hydraulically mounted packer for an open-hole wellbore of the prior art.

На фиг. 3А показано сечение гидравлически устанавливаемого пакера для необсаженного ствола скважины согласно настоящему изобретению в неустановленном состоянии.In FIG. 3A is a cross-sectional view of a hydraulically set open-hole packer according to the present invention in an unstated state.

Фиг. 3В показано сечение гидравлически устанавливаемого пакера для необсаженного ствола скважины согласно настоящему изобретению в неустановленном состоянии.FIG. 3B is a cross-sectional view of a hydraulically set packer for an open hole borehole of the present invention in an unstated state.

ПОДРОБНОЕ ОПИСАНИЕ ИЗОБРЕТЕНИЯDETAILED DESCRIPTION OF THE INVENTION

Как указано выше, гидравлический поршень в применяемых в настоящее время гидравлически устанавливаемых пакерах, таких как пакер для необсаженного ствола скважины, только прикладывает устанавливающую силу к пакерующему элементу, когда имеется давление в шпинделе пакера, и отсутствует значительное давление в кольцевых пространствах со стороны устья и забоя скважины. В отличие от таких обычных пакеров, гидравлически устанавливаемый пакер для необсаженного ствола, показанный на фиг. 3А-3В, обеспечивает приложение установочной силы от гидравлического поршня 150 пакера к пакерующему элементу 170, когда имеется давление в насосно-компрессорной трубе (в шпинделе 110 пакера), а также давление в одном из кольцевых пространств со стороны устья скважины и забоя скважины. Как подробно описано ниже, пакер 100 изобретения обеспечивает добавление давления кольцевого пространства для увеличения установочной силы на пакерующем элементе 170.As indicated above, the hydraulic piston in currently used hydraulically installed packers, such as a packer for an open hole borehole, only exerts a setting force on the packer element when there is pressure in the packer spindle and there is no significant pressure in the annular spaces from the wellhead and bottom wells. Unlike such conventional packers, the hydraulically set open-hole packer shown in FIG. 3A-3B provides an application of mounting force from the hydraulic piston 150 of the packer to the packing element 170 when there is pressure in the tubing (in the spindle 110 of the packer), as well as pressure in one of the annular spaces from the side of the wellhead and the bottom of the well. As described in detail below, the packer 100 of the invention provides the addition of annular pressure to increase the mounting force on the packer 170.

Пакер 100 имеет шпиндель 110 с внутренним каналом 112, проходящим через него, который соединяется с колонной насосно-компрессорных труб (12, фиг. 1). Шпиндель 110 также имеет одно или несколько окон 114, связывающих внутренний канал 112 с пространством снаружи шпинделя 110, как подробно описано ниже. Концы шпинделя 110 имеют концевые кольца 120 и 130, расположенные снаружи на шпинделе, и пакерующий элемент 170, расположенный на шпинделе 110, является сжимающимся для соединения с окружающей стенкой 15 ствола скважины.The packer 100 has a spindle 110 with an internal channel 112 passing through it, which is connected to the tubing string (12, Fig. 1). The spindle 110 also has one or more windows 114, connecting the inner channel 112 with the space outside the spindle 110, as described in detail below. The ends of the spindle 110 have end rings 120 and 130 located externally on the spindle, and a packing member 170 located on the spindle 110 is compressible to connect to the surrounding wall 15 of the wellbore.

Поршень 150 расположен на шпинделе 110 на первой стороне (171) (ближней к забою) пакерующего элемента 170. Как подробно описано ниже, поршень 150 в данном варианте осуществления имеет уплотнительный элемент 152, цилиндр 156 поршня и конец 154 цилиндра, соединенные вместе для образования поршня 150, хотя другие конфигурации можно использовать. Поршень 150 со шпинделем 110 образует первую и вторую поршневые камеры 160 и 164. Первая поршневая камера 160 сообщается с одним или несколькими окнами 114 в шпинделе 110 для приема давления в насосно-компрессорной трубе, передаваемого через шпиндель 110 пакера во время установки пакера и других операций, таких как гидроразрыв пласта, если применяется. Байпас 180 давления текучей среды связывает вторую (например, ближнюю к устью) сторону (172) пакерующего элемента 170 со второй поршневой камерой 164 поршня 150. Как подробно описано ниже, байпас 180 связывает давление в кольцевом пространстве 16А на одной стороне (172) (например, стороне устья скважины) пакерующего элемента 170 со второй камерой 164.A piston 150 is located on the spindle 110 on the first side (171) (closest to the face) of the packing element 170. As described in detail below, the piston 150 in this embodiment has a sealing element 152, a piston cylinder 156 and a cylinder end 154 connected together to form a piston 150, although other configurations may be used. The piston 150 with the spindle 110 forms the first and second piston chambers 160 and 164. The first piston chamber 160 communicates with one or more windows 114 in the spindle 110 for receiving pressure in the tubing transmitted through the spindle 110 of the packer during installation of the packer and other operations such as hydraulic fracturing, if applicable. A bypass fluid pressure 180 connects the second (e.g., near the mouth) side (172) of the packing member 170 to a second piston chamber 164 of the piston 150. As described in more detail below, the bypass 180 couples pressure in the annular space 16A on one side (172) (e.g. , to the side of the wellhead) of the packer 170 with a second chamber 164.

Для гидравлической установки пакера 100 поршень 150 (включающий в себя уплотнительный элемент 152, конец 154 цилиндра и цилиндр 156 поршня) перемещается, преодолевая сопротивление пакерующего элемента 170, при этом первое давление текучей среды в первую поршневую камеру 160 передается через окна 114 и второе давление текучей среды передается во вторую поршневую камеру 164 через байпас 180 давления текучей среды. Первое давление текучей среды (т.е. давление в насосно-компрессорной трубе) может являться обычным давлением, используемым для установки пакера, например около 4000 фунт/дюйм2 (28 МПа), плюс гидростатическое давление. Второе давление текучей среды может просто являться давлением в кольцевом пространстве в первом (со стороны устья) кольцевом пространстве 16А или гидростатическим давлением в стволе скважины.For the hydraulic installation of the packer 100, the piston 150 (including the sealing element 152, the cylinder end 154 and the piston cylinder 156) moves overcoming the resistance of the packing element 170, while the first fluid pressure is transmitted to the first piston chamber 160 through the windows 114 and the second fluid pressure the medium is transferred to the second piston chamber 164 through the bypass 180 of the fluid pressure. The first fluid pressure (i.e., pressure in the tubing) can be a conventional pressure used to set the packer, e.g., about 4000 lb / in2 (28 MPa), plus the hydrostatic pressure. The second fluid pressure may simply be pressure in the annular space in the first (from the mouth side) annular space 16A or hydrostatic pressure in the wellbore.

Рассматривая процедуру установки более подробно, поршень 150 имеет перемещающийся уплотнительный элемент 152, который уплотняется на шпинделе 110, и имеет конец 154 цилиндра и цилиндр 156 поршня, соединенные на каждой стороне перемещающегося уплотнительного элемента 152. Цилиндр 156 поршня может упираться в одно из закрепленных концевых колец 130 на шпинделе 110, и конец 154 цилиндра упирается в пакерующий элемент 170 пакера 100.Considering the installation procedure in more detail, the piston 150 has a moving sealing element 152, which is sealed on the spindle 110, and has a cylinder end 154 and a piston cylinder 156 connected on each side of the moving sealing element 152. The piston cylinder 156 can abut against one of the fixed end rings 130 on the spindle 110, and the end 154 of the cylinder abuts against the packing element 170 of the packer 100.

Внутренняя поверхность цилиндра 156 поршня уплотняется на закрепленном уплотнительном элементе 158, расположенном на шпинделе 110, так что поршень 150 образует две поршневые камеры 160 и 164. Как указано выше, первая поршневая камера 160 связывается с внутренним каналом 112 шпинделя через одно или несколько окон 114. Во время установки первое давление текучей среды (т.е. давление в насосно-компрессорной трубе), подаваемое с поверхности в колонну насосно-компрессорных труб и канал 112 шпинделя, входит в первую поршневую камеру 160 через одно или несколько окон 114 и действует на одну сторону 153-1 перемещающегося уплотнительного элемента 152 поршня 150, преодолевая его сопротивление. Приложенное давление в насосно-компрессорной трубе при этом перемещает поршень 150 вдоль шпинделя 110, при этом первая поршневая камера 160 увеличивается в объеме. В результате конец 154 цилиндра поршня 150 придавливается к пакерующему элементу 170 и прижимает его к закрепленному концевому кольцу 120. В свою очередь, пакерующий элемент 170 выдвигается наружу к окружающей стенке 15 ствола скважины при своем сжатии. Как показано на фиг. 3В, сжатый элемент 170 изолирует в стволе скважины первое кольцевое пространство 16А и второе кольцевое пространство 16В, расположенные либо со стороны устья скважины, или со стороны забоя скважины в зависимости от ориентации пакера 100 в стволе 10 скважины. Здесь первое кольцевое пространство 16А показано как расположенное со стороны устья скважины кольцевое пространство 16А ствола скважины.The inner surface of the piston cylinder 156 is sealed on a fixed sealing element 158 located on the spindle 110, so that the piston 150 forms two piston chambers 160 and 164. As described above, the first piston chamber 160 communicates with the spindle inner channel 112 through one or more windows 114. During installation, the first fluid pressure (i.e., pressure in the tubing) supplied from the surface to the tubing string and spindle channel 112 enters the first piston chamber 160 through one or more con 114 and acts on one side 153-1 of the moving sealing element 152 of the piston 150, overcoming its resistance. The applied pressure in the tubing moves the piston 150 along the spindle 110, while the first piston chamber 160 increases in volume. As a result, the end 154 of the piston cylinder 150 is pressed against the packer element 170 and presses it against the fixed end ring 120. In turn, the packer element 170 extends outward to the surrounding wall 15 of the wellbore when it is compressed. As shown in FIG. 3B, the compressed member 170 isolates in the wellbore a first annular space 16A and a second annular space 16B located either from the wellhead or from the bottom of the well depending on the orientation of the packer 100 in the wellbore 10. Here, the first annular space 16A is shown as the annular space 16A of the wellbore located on the side of the wellhead.

Как указано выше, пакер 100 по настоящему изобретению обеспечивает совместную работу давления в насосно-компрессорной трубе и шпинделе 110 пакера, а также давления в кольцевых пространствах 16А-16В ствола скважины для установки пакерующего элемента 170. Для выполнения указанного давление первого кольцевого пространства 16А (например, со стороны устья скважины) сообщается через байпас 180 давления текучей среды с одной стороной (ближе к устью скважины) поршня 150 (т.е. с задней стороной 153-2 уплотнительного элемента 152), так что давление в насосно-компрессорной трубе и давление во втором (ближе к забою скважины) кольцевом пространстве 16В могут действовать на одну сторону пакерующего элемента 170 и работать вместе, дополняя друг друга при установке элемента 170. Такое совместное действие давлений может являться предпочтительным во время гидроразрыва пласта или т.п., как рассмотрено ниже. В целом при такой совместной работе давлений суммарная установочная сила на пакерующем элементе 170 может увеличиваться и может дополнительно обеспечивать надлежащую установку и изоляцию.As indicated above, the packer 100 of the present invention provides a joint operation of the pressure in the tubing and spindle 110 of the packer, as well as the pressure in the annular spaces 16A-16B of the wellbore to install the packing element 170. To perform the specified pressure of the first annular space 16A (for example , from the side of the wellhead) is communicated through the bypass 180 of the fluid pressure with one side (closer to the wellhead) of the piston 150 (i.e., with the back side 153-2 of the sealing element 152), so that the pressure in the pump the spring pipe and the pressure in the second (closer to the bottom of the borehole) annulus 16B can act on one side of the packer element 170 and work together, complementing each other when the element 170 is installed. Such joint pressure action may be preferable during hydraulic fracturing or the like ., as discussed below. In general, with such joint operation of the pressures, the total mounting force on the packing element 170 can increase and can additionally provide proper installation and insulation.

Для передачи давления из первого (со стороны устья скважины) кольцевого пространства 16А на заднюю сторону 153-2 уплотнительного элемента 152 байпас 180 давления текучей среды имеет муфту 184, посаженную на шпинделе 110 под пакерующим элементом 170. Муфта 184 образует зазор, интервал 185 или кольцевую зону вокруг или вдоль внешней части шпинделя 110, обеспечивающую гидравлическое сообщение между муфтой 184 и шпинделем 110. Как дополнительный элемент, продольные пазы 118, щели или т.п. могут выполняться на внешней поверхности шпинделя 110 под окружающей муфтой 184 для содействия гидравлическому сообщению в пространстве 185 между муфтой 184 и шпинделем 110.To transfer pressure from the first (from the wellhead) annulus 16A to the rear side 153-2 of the sealing element 152, the bypass of the fluid pressure 180 has a coupling 184 mounted on the spindle 110 under the packing element 170. The coupling 184 forms a gap, spacing 185 or annular an area around or along the outer part of the spindle 110, providing hydraulic communication between the coupling 184 and the spindle 110. As an additional element, longitudinal grooves 118, slots or the like. can be performed on the outer surface of the spindle 110 under the surrounding sleeve 184 to facilitate hydraulic communication in the space 185 between the sleeve 184 and the spindle 110.

Во время использования давление текучей среды (т.е. гидростатическое давление в кольцевом пространстве) в первом (со стороны устья скважины) кольцевом пространстве 16А может передаваться через окна 182 в верхнем концевом кольце 120 на муфту 184 и может передаваться через зазор, и применяемые, если необходимо, пазы 118 между скользящей муфтой 184 и шпинделем 110 во вторую камеру 164 давления поршня 150. Уплотнение 155 на дальнем конце конца 154 цилиндра взаимодействует с наружной частью муфты 184, так что переданное давление в кольцевом пространстве может локализоваться во второй камере 164 давления и может действовать на заднюю сторону (153-2) уплотнительного элемента 152.During use, fluid pressure (i.e., hydrostatic pressure in the annulus) in the first (from the wellhead) annulus 16A can be transmitted through windows 182 in the upper end ring 120 to the sleeve 184 and can be transmitted through the gap, and used, if necessary, the grooves 118 between the sliding sleeve 184 and the spindle 110 into the second pressure chamber 164 of the piston 150. The seal 155 at the far end of the cylinder end 154 interacts with the outer part of the sleeve 184, so that the transmitted pressure in the annular space can alizovatsya second pressure chamber 164 and can act on the rear side (153-2) of the sealing element 152.

Как можно видеть, объем первой поршневой камеры 160 увеличивается при перемещении поршня 150 преодолевающего сопротивление пакерующего элемента 170. При этом объем второй поршневой камеры 164 остается по существу одинаковым при перемещении поршня 150, преодолевающего сопротивление пакерующего элемента 170, и перемещении конца 154 цилиндра поверх дополнительной части муфты 184.As you can see, the volume of the first piston chamber 160 increases when the piston 150 moves over the resistance of the packer element 170. The volume of the second piston chamber 164 remains essentially the same when the piston 150 overcomes the resistance of the packer element 170 and the end of the cylinder 154 is moved over the additional part couplings 184.

Передача первого давления в кольцевом пространстве (со стороны устья) в кольцевом пространстве 16А со стороны устья через окна 182, муфту 184 и вторую камеру 164 давления обеспечивает выравнивание давления во время процедуры установки, когда более высокое давление в насосно-компрессорной трубе в первой камере 160 действует на одну сторону 153-1 перемещающегося уплотнительного элемента 152, и более низкое давление в кольцевом пространстве во второй камере 164 действует на другую сторону 153-2 перемещающегося уплотнительного элемента 152 для перемещения поршня 150. Давления обеспечивают получение поршнем 150 дополнительного установочного давления при его перемещении из зоны высокого давления к зоне более низкого давления.The transmission of the first pressure in the annular space (from the side of the mouth) in the annular space 16A from the side of the mouth through the windows 182, the sleeve 184 and the second pressure chamber 164 provides pressure equalization during the installation procedure when the higher pressure in the tubing in the first chamber 160 acts on one side 153-1 of the moving sealing element 152, and lower pressure in the annular space in the second chamber 164 acts on the other side 153-2 of the moving sealing element 152 to move piston 150. The pressure piston 150 provide a supplementary set pressure when it is moved from the high pressure zone to a zone of lower pressure.

Также прогнозируют, что давление во втором (со стороны забоя) кольцевом пространстве 16В может действовать, преодолевая сопротивление пакерующего элемента 170 для дополнительного действия для установки пакерующего элемента 170. В частности, во время гидроразрыва пласта давление в насосно-компрессорной трубе в канале 112 шпинделя может увеличиваться до 10000 фунт/дюйм2 (70 МПа) или больше, поскольку данное давление передается в кольцевое пространство 16В через скользящую муфту или т.п. (см., например, муфту 40 на фиг. 1). Давление в кольцевом пространстве 16В со стороны забоя вместе с давлением в поршневой камере 160 должно увеличиваться и действовать, дополнительно преодолевая сопротивление пакерующего элемента 170 и поршня 150 для сжатия элемента 170.It is also predicted that the pressure in the second (bottom side) annular space 16B can act to overcome the resistance of the packing element 170 for an additional action for installing the packing element 170. In particular, during hydraulic fracturing, the pressure in the tubing in the spindle channel 112 may increased to 10,000 lbs / in2 (70 MPa) or more, since this pressure is transmitted into the annular space 16B through the sliding sleeve or the like (see, for example, clutch 40 in FIG. 1). The pressure in the annular space 16B from the bottom side along with the pressure in the piston chamber 160 should increase and act, further overcoming the resistance of the packer element 170 and the piston 150 to compress the element 170.

Хотя специально не показано, ясно, что пакер 100 может иметь любые другие обычные элементы, применяемые на скважинном пакере. Например, храповой механизм (не показано), такой как корпусное стопорное кольцо 66, показанное на фиг. 2А-2В, может располагаться между цилиндром 156 поршня или концом 154 поршня и шпинделем 110 для застопоривания поршня 150 на шпинделе 110 при перемещении к пакерующему элементу 170. Пакер 100 может иметь пакерующий элемент 170 любого типа, расположенный на нем, который может иметь одну или несколько муфт, колец, препятствующих выдавливанию, и т.п., которые могут выполняться из подходящих материалов, таких как эластомер, пластик, металл или т.п. Различные компоненты пакера 100 могут выполняться из материалов, обычно используемых для таких скважинных компонентов.Although not specifically shown, it is clear that the packer 100 may have any other conventional elements used on the downhole packer. For example, a ratchet mechanism (not shown), such as the housing snap ring 66 shown in FIG. 2A-2B may be located between the piston cylinder 156 or the piston end 154 and the spindle 110 for locking the piston 150 on the spindle 110 when moving to the packing member 170. The packer 100 may have any type of packing member 170 located on it, which may have one or several couplings, anti-extrusion rings, and the like, which may be made of suitable materials such as elastomer, plastic, metal, or the like. Various components of the packer 100 may be made of materials commonly used for such downhole components.

Наконец, хотя пакер 100 описан как пакер для необсаженного ствола, применяемый для гидроразрыва пласта, пакер 100 на основе идей настоящего изобретения может являться пакером для обсаженного ствола скважины и может применяться для любого числа операций в стволе скважины.Finally, although the packer 100 is described as an open-hole packer used for fracturing, the packer 100, based on the teachings of the present invention, can be a cased-hole packer and can be used for any number of operations in the wellbore.

Приведенное выше описание предпочтительных и других вариантов осуществления не ограничивает и не сужает объем или применимость изобретения, предложенного заявителем. Должно быть ясно для преимуществ настоящего изобретения, что признаки, описанные выше согласно любому варианту осуществления или аспекту раскрытого объекта изобретения, могут использоваться индивидуально или в комбинации с любым другим описанным признаком, в любом другом варианте осуществления или аспекте раскрытого объекта изобретения.The above description of the preferred and other embodiments does not limit or limit the scope or applicability of the invention proposed by the applicant. It should be clear to the advantages of the present invention that the features described above according to any embodiment or aspect of the disclosed subject matter may be used individually or in combination with any other feature described, in any other embodiment or aspect of the disclosed subject matter.

При раскрытии концепций изобретения, содержащихся в данном документе, заявители обладают всеми патентными правами на основе прилагаемой формулы изобретения. При этом считается, что прилагаемая формула изобретения включает в себя все модификации и изменения в полном объеме формулы изобретения или ее эквиваленты.When disclosing the concepts of the invention contained in this document, applicants have all patent rights based on the attached claims. It is believed that the attached claims include all modifications and changes in full to the claims or their equivalents.

Claims (23)

1. Гидравлически устанавливаемый пакер для установки в кольцевом пространстве ствола скважины, содержащий:
шпиндель с внутренним каналом и внутренним окном, связывающим внутренний канал с областью снаружи шпинделя;
пакерующий элемент, расположенный на шпинделе, имеющий первую и вторую стороны, причем пакерующий элемент является сжимаемым для соединения со стволом скважины;
поршень, расположенный на шпинделе на первой стороне пакерующего элемента и образующий первую и вторую поршневые камеры, причем первая поршневая камера сообщается с внутренним окном; и
пространство байпаса, соединяющее кольцевое пространство на второй стороне пакерующего элемента со второй поршневой камерой поршня на первой стороне пакерующего элемента.
1. Hydraulically installed packer for installation in the annular space of the wellbore, comprising:
a spindle with an inner channel and an inner window connecting the inner channel to an area outside the spindle;
a packing member located on the spindle having first and second sides, the packing member being compressible for connection to the wellbore;
a piston located on the spindle on the first side of the packer element and forming the first and second piston chambers, the first piston chamber communicating with the inner window; and
a bypass space connecting the annular space on the second side of the packer element with the second piston chamber of the piston on the first side of the packer element.
2. Пакер по п.1, в котором поршень является перемещающимся относительно первой стороны пакерующего элемента в ответ на первое давление текучей среды, передаваемой в первую поршневую камеру через внутреннее окно.2. The packer according to claim 1, in which the piston is moving relative to the first side of the packing element in response to the first pressure of the fluid transmitted to the first piston chamber through an internal window. 3. Пакер по п.2, в котором пакерующий элемент является дополнительно сжимающимся в ответ на давление кольцевого пространства в кольцевом пространстве на первой стороне пакерующего элемента, действующего на первую сторону пакерующего элемента.3. The packer according to claim 2, in which the packing element is additionally compressible in response to the pressure of the annular space in the annular space on the first side of the packing element acting on the first side of the packing element. 4. Пакер по п.2 или 3, в котором поршень является перемещающимся относительно первой стороны пакерующего элемента в ответ на второе давление текучей среды, передаваемое во вторую поршневую камеру через пространство байпаса, причем второе давление текучей среды ниже, чем первое давление текучей среды.4. The packer according to claim 2 or 3, in which the piston is moving relative to the first side of the packing element in response to a second fluid pressure transmitted to the second piston chamber through the bypass space, the second fluid pressure being lower than the first fluid pressure. 5. Пакер по п.4, в котором пространство байпаса содержит муфту, расположенную на шпинделе, причем муфта образует пространство байпаса с наружной стороны шпинделя для передачи второго давления текучей среды во вторую камеру давления.5. The packer according to claim 4, wherein the bypass space comprises a sleeve located on the spindle, the sleeve forming a bypass space on the outside of the spindle for transmitting a second fluid pressure to the second pressure chamber. 6. Пакер по п.5, в котором шпиндель содержит, по меньшей мере, паз в наружной части шпинделя вдоль образованного пространства байпаса.6. The packer according to claim 5, in which the spindle contains at least a groove in the outer part of the spindle along the formed bypass space. 7. Пакер по п.5 или 6, в котором пространство байпаса содержит наружное окно на концевом кольце, расположенном на шпинделе на второй стороне пакерующего элемента, причем наружное окно связывает кольцевое пространство ствола скважины с пространством байпаса между муфтой и шпинделем.7. The packer according to claim 5 or 6, wherein the bypass space comprises an outer window on an end ring located on the spindle on the second side of the packer element, the outer window connecting the annular space of the wellbore with the bypass space between the sleeve and the spindle. 8. Пакер по одному из пп.5, 6 или 7, в котором поршень содержит уплотнение, уплотняющее муфту и содержащее вторую поршневую камеру.8. The packer according to one of paragraphs.5, 6 or 7, in which the piston contains a seal, a sealing sleeve and containing a second piston chamber. 9. Пакер по п.8, в котором поршень содержит первое уплотнение, уплотняющее наружную поверхность шпинделя и разделяющее первую и вторую поршневые камеры.9. The packer of claim 8, in which the piston contains a first seal that seals the outer surface of the spindle and separates the first and second piston chambers. 10. Пакер по п.9, в котором первое уплотнение содержит уплотняющий элемент, прикрепленный к внутренней поверхности поршня и перемещающийся с поршнем.10. The packer according to claim 9, in which the first seal comprises a sealing element attached to the inner surface of the piston and moving with the piston. 11. Пакер по п.9 или 10, в котором шпиндель содержит второе уплотнение, уплотняющее внутреннюю поверхность поршня и содержащее первую поршневую камеру.11. The packer according to claim 9 or 10, in which the spindle contains a second seal, sealing the inner surface of the piston and containing the first piston chamber. 12. Пакер по п.11, в котором второе уплотнение содержит уплотняющий элемент, прикрепленный к наружной поверхности шпинделя с внутренней поверхностью поршня, перемещающегося относительно него.12. The packer according to claim 11, in which the second seal comprises a sealing element attached to the outer surface of the spindle with the inner surface of the piston moving relative to it. 13. Пакер по п.11, в котором первый объем первой поршневой камеры увеличивается, когда поршень перемещается относительно первой стороны пакерующего элемента.13. The packer according to claim 11, in which the first volume of the first piston chamber increases when the piston moves relative to the first side of the packing element. 14. Пакер по п.13, в котором второй объем второй поршневой камеры остается по существу одинаковым, когда поршень перемещается относительно первой стороны пакерующего элемента.14. The packer of claim 13, wherein the second volume of the second piston chamber remains substantially the same as the piston moves relative to the first side of the packer element. 15. Пакер по п.14, в котором первая сторона пакерующего элемента расположена на стороне забоя скважины, а вторая сторона пакерующего элемента расположена на стороне устья скважины.15. The packer according to 14, in which the first side of the packing element is located on the bottom side of the well, and the second side of the packing element is located on the side of the wellhead. 16. Гидравлически устанавливаемый в кольцевом пространстве пакер для ствола скважины, содержащий:
шпиндель с внутренним каналом и внутренним окном, связывающим внутренний канал с областью снаружи шпинделя;
пакерующий элемент, расположенный на шпинделе и имеющий первую и вторую стороны, причем пакерующий элемент является сжимаемым для соединения со стволом скважины;
муфту, расположенную между пакерующим элементом и шпинделем и образующую пространство, сообщающееся с первой и второй сторонами пакерующего элемента; и
поршень, расположенный на шпинделе на первой стороне пакерующего элемента, причем поршень перемещается относительно первой стороны пакерующего элемента и образует первую и вторую поршневые камеры, причем первая поршневая камера сообщается с внутренним окном в шпинделе, а вторая поршневая камера сообщается с пространством, образованным муфтой.
16. Hydraulically installed in the annular space of the packer for the wellbore, containing:
a spindle with an inner channel and an inner window connecting the inner channel to an area outside the spindle;
a packing member located on the spindle and having first and second sides, the packing member being compressible for connection to the wellbore;
a coupling located between the packing element and the spindle and forming a space in communication with the first and second sides of the packing element; and
a piston located on the spindle on the first side of the packing element, the piston moving relative to the first side of the packing element and forming the first and second piston chambers, the first piston chamber communicating with the inner window in the spindle, and the second piston chamber communicating with the space formed by the coupling.
17. Способ гидравлической установки пакера в кольцевом пространстве в стволе скважины, содержащий:
спуск пакера в скважину;
передачу давления в насосно-компрессорной трубе на первую часть поршня, расположенную на первой стороне пакерующего элемента на пакере;
передачу давления кольцевого пространства в кольцевом пространстве на второй стороне пакерующего элемента на вторую часть поршня, расположенную на первой стороне пакерующего элемента; и
перемещение поршня относительно первой стороны пакерующего элемента в ответ на переданное давление.
17. The method of hydraulic installation of the packer in the annular space in the wellbore, comprising:
the descent of the packer into the well;
transferring pressure in the tubing to the first part of the piston located on the first side of the packing element on the packer;
transmitting the pressure of the annular space in the annular space on the second side of the packing element to a second piston part located on the first side of the packing element; and
moving the piston relative to the first side of the packing member in response to the transmitted pressure.
18. Способ по п.17, в котором передача давления в насосно-компрессорной трубе на первую часть поршня содержит передачу давления в насосно-компрессорной трубе в первую камеру давления поршня через внутреннее окно внутреннего канала в пакере.18. The method according to 17, in which the transmission of pressure in the tubing to the first part of the piston comprises transmitting pressure in the tubing to the first pressure chamber of the piston through an internal window of the internal channel in the packer. 19. Способ по п.18, в котором передача давления кольцевого пространства в кольцевом пространстве на второй стороне пакерующего элемента на вторую часть поршня содержит передачу давления в кольцевом пространстве во вторую камеру давления поршня через пространство байпаса под пакерующим элементом.19. The method according to p, in which the pressure transfer of the annular space in the annular space on the second side of the packing element to the second part of the piston comprises transmitting pressure in the annular space to the second piston pressure chamber through the bypass space under the packing element. 20. Способ по п.19, в котором передача давления насосно-компрессорной трубы на первую камеру давления содержит увеличение первого объема первой поршневой камеры, когда поршень перемещается относительно первой стороны пакерующего элемента, и при этом передача давления в кольцевом пространстве содержит поддержание объема второго объема второй поршневой камеры, когда поршень перемещается относительно первой стороны пакерующего элемента.20. The method according to claim 19, in which the transmission of pressure of the tubing to the first pressure chamber comprises increasing the first volume of the first piston chamber when the piston moves relative to the first side of the packing element, and the pressure transmission in the annular space contains maintaining the volume of the second volume the second piston chamber when the piston moves relative to the first side of the packer element. 21. Способ по п.19 или 20, в котором передача давления в кольцевом пространстве во вторую камеру давления поршня через пространство байпаса под пакерующим элементом содержит формирование пространства байпаса под пакерующим элементом с муфтой, расположенной между шпинделем и пакерующим элементом.21. The method according to claim 19 or 20, in which the transmission of pressure in the annular space into the second piston pressure chamber through the bypass space under the packer element comprises forming a bypass space under the packer element with a sleeve located between the spindle and the packer element. 22. Способ по одному из пп.19, 20 или 21, в котором передача давления кольцевого пространства во вторую камеру давления поршня через пространство байпаса под пакерующим элементом содержит соединение кольцевого пространства скважины с пространством байпаса через наружное окно на второй стороне пакерующего элемента.22. The method according to one of claims 19, 20 or 21, wherein transmitting the annular space pressure to the second piston pressure chamber through the bypass space below the packer element comprises connecting the borehole annular space to the bypass space through an outer window on the second side of the packer element. 23. Способ по п.22, дополнительно содержащий перемещение поршня относительно первой стороны пакерующего элемента в ответ на давление в кольцевом пространстве на первой стороне пакерующего элемента. 23. The method according to item 22, further comprising moving the piston relative to the first side of the packing element in response to pressure in the annular space on the first side of the packing element.
RU2014104215/03A 2013-02-07 2014-02-06 Hydraulic-set packer with piston coupled to annular space RU2574635C2 (en)

Applications Claiming Priority (2)

Application Number Priority Date Filing Date Title
US61/762,263 2013-02-07
US201361762263P 2013-02-17 2013-02-17

Publications (2)

Publication Number Publication Date
RU2014104215A RU2014104215A (en) 2015-08-20
RU2574635C2 true RU2574635C2 (en) 2016-02-10

Family

ID=

Citations (4)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
SU1745882A1 (en) * 1990-06-18 1992-07-07 Научно-Производственное Объединение По Химизации Технологических Процессов В Нефтяной Промышленности "Союзнефтепромхим" Packer
RU2208127C1 (en) * 2001-11-05 2003-07-10 Общество с ограниченной ответственностью "Биттехника" Double-acting hydraulic packer
RU2292442C1 (en) * 2005-06-29 2007-01-27 Эдуард Владимирович Соколовский Interval packer device, hydro-mechanical packer and repression-depression action hydraulic packer (its variants)
RU2305170C2 (en) * 2004-01-13 2007-08-27 Махир Зафар оглы Шарифов Packer separation device for well reservoir operation (variants)

Patent Citations (4)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
SU1745882A1 (en) * 1990-06-18 1992-07-07 Научно-Производственное Объединение По Химизации Технологических Процессов В Нефтяной Промышленности "Союзнефтепромхим" Packer
RU2208127C1 (en) * 2001-11-05 2003-07-10 Общество с ограниченной ответственностью "Биттехника" Double-acting hydraulic packer
RU2305170C2 (en) * 2004-01-13 2007-08-27 Махир Зафар оглы Шарифов Packer separation device for well reservoir operation (variants)
RU2292442C1 (en) * 2005-06-29 2007-01-27 Эдуард Владимирович Соколовский Interval packer device, hydro-mechanical packer and repression-depression action hydraulic packer (its variants)

Similar Documents

Publication Publication Date Title
US9376886B2 (en) Multiple ramp compression packer
US8991486B2 (en) Remotely activated down hole systems and methods
US8997882B2 (en) Stage tool
AU2012217608B2 (en) Anchoring seal
CA2841732C (en) Hydraulic set packer with piston to annulus communication
US20100147538A1 (en) Packer Setting Device for High Hydrostatic Applications
US20120205092A1 (en) Anchoring and sealing tool
CA2922886C (en) Packer having swellable and compressible elements
US20100051293A1 (en) Downhole tool with load diverting system and method
US10590738B2 (en) Resettable sliding sleeve for downhole flow control assemblies
US11193353B2 (en) Sliding sleeve well tool with metal-to-metal seal
CA2906352C (en) Double compression set packer
RU2574635C2 (en) Hydraulic-set packer with piston coupled to annular space
RU2292442C1 (en) Interval packer device, hydro-mechanical packer and repression-depression action hydraulic packer (its variants)
RU50247U1 (en) INTERVAL PACKING DEVICE, HYDROMECHANICAL PACKER, PACKER VALVE ASSEMBLY OF THE TWO-SIDED ACTION AND HYDRAULIC PACKER OF THE REPRESSION-DEPRESSION ACTION (ITS OPTIONS)