RU2629511C1 - Tubing engagement and disengagement device - Google Patents
Tubing engagement and disengagement device Download PDFInfo
- Publication number
- RU2629511C1 RU2629511C1 RU2016125437A RU2016125437A RU2629511C1 RU 2629511 C1 RU2629511 C1 RU 2629511C1 RU 2016125437 A RU2016125437 A RU 2016125437A RU 2016125437 A RU2016125437 A RU 2016125437A RU 2629511 C1 RU2629511 C1 RU 2629511C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- sleeve
- rod
- control rod
- tubing string
- adapter
- Prior art date
Links
- 238000007789 sealing Methods 0.000 claims abstract description 11
- 210000002445 nipple Anatomy 0.000 claims abstract description 6
- 239000007788 liquid Substances 0.000 claims description 2
- 230000000694 effects Effects 0.000 abstract description 4
- 230000007704 transition Effects 0.000 abstract description 2
- 230000002441 reversible effect Effects 0.000 abstract 2
- 239000000126 substance Substances 0.000 abstract 1
- 238000000926 separation method Methods 0.000 description 5
- 238000003032 molecular docking Methods 0.000 description 3
- 238000006073 displacement reaction Methods 0.000 description 2
- 230000000712 assembly Effects 0.000 description 1
- 238000000429 assembly Methods 0.000 description 1
- 238000005516 engineering process Methods 0.000 description 1
- 239000012530 fluid Substances 0.000 description 1
- 230000002265 prevention Effects 0.000 description 1
- 230000000452 restraining effect Effects 0.000 description 1
Images
Classifications
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B23/00—Apparatus for displacing, setting, locking, releasing or removing tools, packers or the like in boreholes or wells
- E21B23/04—Apparatus for displacing, setting, locking, releasing or removing tools, packers or the like in boreholes or wells operated by fluid means, e.g. actuated by explosion
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B34/00—Valve arrangements for boreholes or wells
- E21B34/06—Valve arrangements for boreholes or wells in wells
- E21B34/10—Valve arrangements for boreholes or wells in wells operated by control fluid supplied from outside the borehole
-
- F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
- F16—ENGINEERING ELEMENTS AND UNITS; GENERAL MEASURES FOR PRODUCING AND MAINTAINING EFFECTIVE FUNCTIONING OF MACHINES OR INSTALLATIONS; THERMAL INSULATION IN GENERAL
- F16K—VALVES; TAPS; COCKS; ACTUATING-FLOATS; DEVICES FOR VENTING OR AERATING
- F16K15/00—Check valves
- F16K15/02—Check valves with guided rigid valve members
- F16K15/04—Check valves with guided rigid valve members shaped as balls
Landscapes
- Earth Drilling (AREA)
Abstract
Description
Предлагаемое изобретение относится к нефтепромысловой технике и может быть использовано для разъединения и последующего подвижного и герметичного зацепления колонны насосно-компрессорных труб со скважинным оборудованием.The present invention relates to oilfield technology and can be used to disconnect and subsequent movable and tight engagement of the tubing string with downhole equipment.
Известно разъединяющее устройство Шарифова [Патент РФ №2203386, МПК E21B 33/12, опубликован 27.04.2003], включающее корпус, ствол, упор с радиальными каналами, цангу с окнами под лепестки, гильзу с фиксатором и втулкой со срезными винтами и наконечник, выполненный в виде башмака повторного ввода.Sharifov’s disconnecting device is known [RF Patent No. 2203386, IPC E21B 33/12, published 04/27/2003], including a housing, a barrel, an emphasis with radial channels, a collet with windows for the petals, a sleeve with a retainer and a sleeve with shear screws and a tip made in the form of a shoe re-entry.
Разъединение колонны насосно-компрессорных труб (НКТ) осуществляется избыточным давлением внутри ствола с помощью дополнительно спускаемого на канате ударного ясса или опрессовочного клапана в гильзу, срезающую фиксатор. Для зацепления с колонной труб разъединяющее устройство Шарифова необходимо извлекать из скважины и заменять срезной винт. Это устройство имеет малый ход скользящего герметичного соединения, не позволяющего полностью скомпенсировать перемещение колонны НКТ из-за изменения термобарического состояния скважины.The tubing string is disconnected by means of overpressure inside the barrel with the help of an additional blow-out jar or pressure test valve on the rope into the sleeve that cuts the retainer. To engage with the pipe string, the Sharifov disconnect device must be removed from the well and the shear screw replaced. This device has a small stroke of the hermetic sliding joint, which does not fully compensate for the movement of the tubing string due to changes in the thermobaric state of the well.
Известно устройство для разъединения колонны труб (прототип) [Патент РФ №2460868, МПК E21B 23/06, E21B 17/06, опубликован 10.09.2012], включающее корпус со сквозными радиальными отверстиями, перекрываемые переходником, полый шток, сбрасываемый шар, перфорированную втулку с радиальными отверстиями, в которые вставлены срезные элементы, фиксирующие полый поршень, причем верхний торец перфорированной втулки является упором для фиксатора, имеющего проточку в штоке, между корпусом и штоком размещено шевронное уплотнение, нижний конец штока закреплен на переводнике, муфта и переводник подвижно сочленены шлицевым соединением.A device for disconnecting a pipe string (prototype) is known [RF Patent No. 2460868, IPC E21B 23/06, E21B 17/06, published September 10, 2012], including a housing with through radial holes, overlapped by an adapter, a hollow rod, a ball being discharged, a perforated sleeve with radial openings into which shear elements are inserted that fix the hollow piston, the upper end of the perforated sleeve being a stop for the retainer having a groove in the rod, a chevron seal is placed between the body and the rod, the lower end of the rod is fixed to the arrester, clutch and sub movable articulated spline.
В данном прототипе разъединение также осуществляется подачей затрубного избыточного давления или с помощью сброшенного шара в полый поршень и подачи внутритрубного давления со срезанием стопорных элементов. Для повторного зацепления устройства необходимо извлекать устройство из скважины, заменять срезные элементы и вновь спускать в скважину. Таким образом, прототип обладает теми же недостатками, что и аналог.In this prototype, the disconnection is also carried out by feeding annular overpressure or using a discarded ball into the hollow piston and supplying in-pipe pressure with cutting of the locking elements. To reengage the device, it is necessary to remove the device from the well, replace the shear elements and lower it into the well. Thus, the prototype has the same disadvantages as the analogue.
Целью предлагаемого технического решения является устранение вышеуказанного недостатка.The purpose of the proposed technical solution is to eliminate the above drawback.
Эта цель достигается тем, что предлагаемое устройство для разъединения и зацепления колонны НКТ снабжено гидромеханическим приводом, состоящим из двух кольцевых камер, образованных между управляющим штоком и кожухом, реверсивным поршнем между ними, выполненным в виде выступа на управляющем штоке, переставляемой герметизирующей втулкой, перекрывающей по очереди два сквозных канала в кожухе, расположенными напротив кольцевыми камерами, двумя сквозными каналами в реверсивном поршне, поочередно закрываемыми пробкой на герметичной резьбе, двухсторонней цангой, установленной между управляющим штоком и верхним корпусом, сухарями, размещенными в окнах верхнего корпуса, подвижным шлицевым соединением между верхним и нижним корпусами, переходной втулкой между верхним корпусом и рабочим штоком, герметизирующим шевронным уплотнением, размещенным в переходнике, между нижним корпусом и трубой с ниппельным окончанием, в которой размещен рабочий шток, подвижным седлом для сбрасываемого шара, выполненного в виде втулки с боковыми окнами для слива жидкости под шар после срезания срезных винтов и скольжения втулки до упора внутри гильзы, закрепленной на верхнем корпусе.This goal is achieved by the fact that the proposed device for disconnecting and engaging the tubing string is equipped with a hydromechanical drive consisting of two annular chambers formed between the control rod and the casing, a reversing piston between them, made in the form of a protrusion on the control rod, rearranged by a sealing sleeve overlapping along queue two through channels in the casing, opposite the annular chambers, two through channels in the reversing piston, alternately closed by a stopper on a tight thread e, a double-sided collet installed between the control rod and the upper case, crackers located in the windows of the upper case, a movable spline connection between the upper and lower cases, a transition sleeve between the upper case and the working rod, a sealing chevron seal located in the adapter, between the lower case and a pipe with a nipple end, in which the working rod is located, with a movable seat for a ball being discharged, made in the form of a sleeve with side windows for draining the liquid under the ball after cutting shear screws and sleeve sleeves all the way inside the sleeve mounted on the upper case.
На фиг. 1 представлен общий вид устройства для разъединения и зацепления колонны НКТ в разрезе: 1 - верхний корпус; 2 - нижний корпус; 3 - шлицевое соединение; 4 - переставляемая герметизирующая втулка; 5 - проточка; 6 - двухсторонняя цанга; 7 - сухарь; 8 - управляющий шток; 9 - кольцевой реверсивный поршень; 10 - верхний стопорный винт; 11, 12 - верхняя и нижняя кольцевые камеры; 13 - переводник; 14 - труба с ниппелем; 15 - рабочий шток; 16 - стыковочная муфта; 17, 18 - верхний и нижний сквозные каналы в кольцевом реверсивном поршне; 19, 20 - верхний и нижний сквозные каналы в кожухе; 21 - резиновые уплотнения; 22 - срезной винт; 23 - нижний стопорный винт; 24 - кожух; 25 - переставляемая пробка с герметичной резьбой; 26 - переходник; 27 - шевронные манжеты; 28 - переходная муфта; 29 - сбрасываемый шар; 30 - подвижное седло; 31 - гильза.In FIG. 1 shows a General view of the device for separation and engagement of the tubing string in the context: 1 - upper case; 2 - lower case; 3 - splined connection; 4 - rearranged sealing sleeve; 5 - groove; 6 - double-sided collet; 7 - cracker; 8 - control rod; 9 - annular reversing piston; 10 - upper locking screw; 11, 12 - upper and lower annular chambers; 13 - sub; 14 - pipe with a nipple; 15 - working rod; 16 - docking clutch; 17, 18 - upper and lower through channels in the annular reversing piston; 19, 20 - upper and lower through channels in the casing; 21 - rubber seals; 22 - shear screw; 23 - lower locking screw; 24 - a casing; 25 - rearranged plug with tight thread; 26 - adapter; 27 - chevron cuffs; 28 - adapter sleeve; 29 - discarded ball; 30 - movable saddle; 31 - sleeve.
На фиг. 2 показан узел гидропривода устройства разъединения и зацепления НКТ воздействием соответственно трубного и затрубного давления (первый вариант): 4 - переставляемая герметизирующая втулка; 8 - управляющий шток; 9 - кольцевой реверсивный поршень; 10 - верхний стопорный винт; 11 - верхняя кольцевая камера; 12 - нижняя кольцевая камера; 17, 18 - верхний и нижний сквозные каналы в верхнем полом штоке; 19, 20 - верхний и нижний сквозные каналы в кожухе; 21 - резиновые уплотнения; 24 - кожух; 25 - переставляемая пробка с герметичной резьбой. Стрелками Рт (раз) и Рзт (зац) показаны направления подачи трубного и затрубного давлений соответственно для разъединения и зацепления колонны НКТ.In FIG. 2 shows the hydraulic drive assembly of the tubing separation and engagement device by the action of the pipe and annular pressure, respectively (the first option): 4 - rearranged sealing sleeve; 8 - control rod; 9 - annular reversing piston; 10 - upper locking screw; 11 - upper annular chamber; 12 - lower annular chamber; 17, 18 - upper and lower through channels in the upper hollow stock; 19, 20 - upper and lower through channels in the casing; 21 - rubber seals; 24 - a casing; 25 - rearranged plug with tight thread. The arrows P t (times) and P zt (zats) show the direction of supply of pipe and annular pressures, respectively, for disconnecting and engaging the tubing string.
На фиг. 3 показан второй вариант сборки гидропривода в положении при разъединении и зацеплении НКТ воздействием соответственно затрубного и трубного давления: 4 - переставляемая герметизирующая втулка; 8 - управляющий шток; 9 - кольцевой реверсивный поршень; 10 - верхний стопорный винт; 11, 12 - верхняя и нижняя кольцевые камеры; 17, 18 - верхний и нижний сквозные каналы в верхнем полом штоке; 19, 20 - верхний и нижний сквозные каналы в кожухе; 21 - резиновые уплотнения; 24 - кожух; 25- переставляемая пробка с герметичной резьбой. Стрелками Рзт (раз) и Рт (зац) показаны направления подачи затрубного и трубного давлений соответственно для разъединения и зацепления колонны НКТ.In FIG. 3 shows a second embodiment of the hydraulic actuator assembly in position when disconnecting and engaging the tubing by the effect of annular and pipe pressure, respectively: 4 — a rearranged sealing sleeve; 8 - control rod; 9 - annular reversing piston; 10 - upper locking screw; 11, 12 - upper and lower annular chambers; 17, 18 - upper and lower through channels in the upper hollow stock; 19, 20 - upper and lower through channels in the casing; 21 - rubber seals; 24 - a casing; 25- rearranged plug with tight thread. The arrows P ct (times) and P t (zats) show the direction of supply of the annular and pipe pressures, respectively, for disconnecting and engaging the tubing string.
На фиг. 4 показан третий вариант сборки с узлом сбрасываемого шара с подвижным седлом для разъединения НКТ: 29 - сбрасываемый шар; 30 - подвижное седло; 31 - гильза; 21 - резиновые уплотнения; 22 - срезной винт; 23 - нижний стопорный винт.In FIG. 4 shows a third embodiment of an assembly with a resettable ball assembly with a movable seat for tubing separation: 29 — a resettable ball; 30 - movable saddle; 31 - sleeve; 21 - rubber seals; 22 - shear screw; 23 - lower locking screw.
На фиг. 5 показано подвижное седло 30 в виде втулки с окнами.In FIG. 5 shows a
Предлагаемое устройство для разъединения и зацепления колонны НКТ (фиг. 1) состоит из верхнего 1 и нижнего корпуса 2, сочлененных подвижным шлицевым соединением 3, проточки 5 для сухарей 7, управляющего штока 8 и выступа на нем, выполняющего функцию кольцевого реверсивного поршня 9, верхних стопорных винтов 10, фиксирующих резьбовое соединение переводника 13 с кожухом 24 (не менее 5-ти штук), двухсторонней цанги 6, на которую опирается управляющий шток 8 своим выступом, и сухарей 7 (не менее 3-х штук), расположенных в окнах корпуса 1 по его периметру. Верхний корпус 1 своим нижним концом подвижно сочленяется с нижним корпусом 2 подвижным шлицевым соединением 3. Рабочий шток 15 скользит в трубе 14 с ниппельным окончанием, уплотняется резиновыми шевронными манжетами 27, установленными в переходнике 26 (не менее 15 штук). Труба 14 может достигать длины 10 м и стыкуется с переходником 26 через стыковочную муфту 16. Рабочий шток 15 сочленяется с верхним корпусом 1 с помощью переходной муфты 28, зафиксированной нижними стопорными винтами 23 (не менее 3-х штук).The proposed device for disconnecting and engaging the tubing string (Fig. 1) consists of an upper 1 and
Гидромеханический привод состоит из гидропривода (фиг. 2) и исполнительного механизма, показанного на фиг. 1. Гидропривод состоит из двух кольцевых камер 11 и 12, образованных между управляющим штоком 8 и кожухом 24, кольцевого реверсивного поршня 9 между ними, выполненного в виде выступа на управляющем штоке 8, переставляемой герметизирующей втулки 4, перекрывающей по очереди два сквозных канала верхнего 19 и нижнего 20 в кожухе 24, расположенных напротив кольцевых камер - верхней 11 и нижней 12, двух сквозных каналов 17 и 18 в реверсивном поршне 9, поочередно закрываемых переставляемой пробкой 25 с герметичной резьбой. Все элементы гидропривода герметизируются резиновыми уплотнениями 21. Исполнительный механизм (фиг. 1) состоит из управляющего штока 8, двухсторонней цанги 6, которая удерживает управляющий шток 8 за выступ на его внешней поверхности и сухарей 7 (не менее 3-х штук). Под действием трубного давления в верхнюю кольцевую камеру 11 управляющий шток 8 перемещается вниз и своим выступом заставляет сработать цангу 6. Освободившись от сдерживающего сопротивления двухсторонней цанги 6, управляющий шток 8 продолжает движение вниз до положения сухарей 7 против проточки 5, а двухсторонняя цанга 6, сойдя с выступа, садится в свою проточку над выступом на управляющем штоке 8. При натяжении колонны НКТ усилием не менее 2-х тонн верхний корпус 1 выходит из подвижного шлицевого соединения 3 с нижним корпусом 2, выталкивая при этом сухари 7 в проточку 5.The hydromechanical drive consists of a hydraulic drive (FIG. 2) and an actuator shown in FIG. 1. The hydraulic actuator consists of two
Второй вариант сборки устройства для разъединения колонны НКТ (фиг. 3) состоит из тех же деталей, что приведены на (фиг. 2). Но в отличие от первого варианта, в котором разъединение - зацепление НКТ осуществляется воздействием соответственно трубного - затрубного давления, во втором варианте наоборот - воздействием соответственно затрубного - трубного давления. Для чего переставляемая герметизирующая втулка 4 с верхнего сквозного канала 19 в кожухе 24 переставлена на нижний сквозной канал 20 в том же кожухе, а пробка 25 с герметичной резьбой переставлена из сквозного канала 18 в сквозной канал 17.The second embodiment of the assembly of the device for disconnecting the tubing string (Fig. 3) consists of the same parts that are shown in (Fig. 2). But unlike the first option, in which the separation - gearing of the tubing is carried out by the action of the corresponding pipe-annular pressure, in the second version, on the contrary, by the action of the corresponding annular-pipe pressure. For this, the rearranged
Третий вариант с узлом подвижного седла 30 для сбрасываемого шара 29 (фиг. 4) состоит из втулки с боковыми окнами (фиг. 5), зафиксированной в гильзе 31 срезными винтами 22. Их количество определяется гидродавлением на шар. Гильза 31 опирается на переходную муфту 28, соединяющую верхний корпус 1 с нижним полым штоком 15, зафиксированным от раскручивания нижними стопорными винтами 23 (не менее 3-х штук). Подвижное седло 30 и гильза 31 загерметизированы резиновыми уплотнениями 21.The third option with the assembly of the
Устройство для разъединения и зацепления колонны НКТ работает следующим образом.A device for disconnecting and engaging a tubing string operates as follows.
Устройство (фиг. 1) в сборке по первому или второму варианту, состыкованное переводником 13 с колонной НКТ, спускается в скважину и зацепляется с якорно-пакерным оборудованием и вставным штанговым глубинным насосом (ШГН), установленными ранее. При необходимости разъединения колонны НКТ для ремонта устройства или перехода в режим компенсатора осевого перемещения колонны НКТ с сохранением ее герметичности с помощью шевронного уплотнения 27 подают гидравлическое давление 5-7 МПа в трубное Рт (раз) пространство. Для зацепления подается такое же давление 5-7 МПа в затрубное Рзт (зац) пространство.The device (Fig. 1) in the assembly according to the first or second embodiment, docked by a
Второй вариант - если спущено в скважину только якорно-пакерное оборудование и трубное давление создавать нельзя. Тогда разъединение осуществляют подачей затрубного давления Рзт (раз). Если спущен ШГН, то зацепление осуществляют подачей трубного Рт (зац). Если по каким-либо причинам нежелательно или невозможно создание в скважине как затрубного давления выше якорно-пакерного оборудования, так и в НКТ, то разъединение колонны НКТ осуществляют по третьему варианту. Он отличается от первого лишь сбросом шара 29 и воздействием трубного давления Рт (раз). При этом сбрасываемый шар 29 (фиг. 4) садится в подвижное седло 30 и вместе с ним перемещается в гильзе 31 до упора в переходную муфту 28, предварительно срезав винты 22. Внутренняя проточка гильза 31 образует с окнами в подвижном седле 30 гидравлический канал для стока жидкости из колонны НКТ во время подъема устройства на поверхность.The second option - if only anchor-packer equipment and pipe pressure cannot be created into the well. Then the separation is carried out by the supply of annular pressure P ZT (times) . If deflated SHG, then the gearing is carried out by feeding pipe R t (zats) . If for some reason it is undesirable or impossible to create both annular pressure above the anchor-packer equipment in the well and in the tubing, then the tubing string is disconnected according to the third option. It differs from the first only by the discharge of the
В обоих вариантах (фиг. 2 и фиг. 3) при разъединении-зацеплении колонны НКТ гидропривод с исполнительным механизмом приводится в действие реверсивным поршнем 9. В первом варианте разъединение осуществляется подачей трубного давления Рт (раз) в кольцевую камеру 11 над реверсивным поршнем 9. При этом поршень 9 перемещается с управляющим штоком 8 вниз до упора в выступ на нижней части верхнего корпуса 1 на величину h. Зацепление осуществляется подачей затрубного давления Рзт (зац) в кольцевую камеру 12 под реверсивный поршень 9 и возвращением управляющим штока 8 вверх на ту же величину h. Во втором варианте наоборот, разъединение НКТ осуществляют подачей затрубного давления Рзт (раз), а зацепление - подачей трубного Рт (зац).In both versions (Fig. 2 and Fig. 3), when the tubing string is disconnected or engaged, the hydraulic actuator with the actuator is driven by the reversing
Срабатывание исполнительного механизма (двухсторонней цанги 6 и сухарей 7) при разъединении колонны НКТ происходит при перемещении управляющего штока 8 вниз до упора. Затем натяжением колонны НКТ с усилием не менее 2-х тонн выталкиваются сухари 7 в проточку 5 и верхний корпус 1 выходит из шлицевого соединения 3 с нижним корпусом 2. Разъединившись с нижним корпусом 2, устройство переходит в режим работы компенсатора осевых перемещений. При необходимости верхняя часть устройства в составе переводника 13 с верхним корпусом 1, гидропривода, исполнительного механизма, шарового узла, переходной муфты 28 и рабочего штока 15 может быть поднята на поверхность для профилактики или ремонта, а нижняя часть в составе нижнего корпуса 2, переходника 26 с шевронным уплотнением 27, стыковочной муфты 16 и трубы с ниппельным окончанием 14 остается в скважине. Зацепление осуществляется разгрузкой веса колонны НКТ и плавно создаваемого усилия давления на устройство не менее 2-х тонн, в результате которого состыковывают верхний 1 и нижний 2 корпусы устройства с помощью шлицевого соединения 3. Затем подачей затрубного давления в кольцевую камеру 12 под реверсивный поршень 9, который перемещает управляемый шток 8 обратно вверх. При этом двухсторонняя цанга 6 садится в нижнюю проточку, а сухари 7 выталкиваются из проточки 5 и возвращаются в проточку нижнего корпуса 2, ограничивая подвижность шлицевого соединения 3. Операции по разъединению-зацеплению колонны НКТ можно проводить многократно в скважине без подъема устройства на поверхность. Аналогичные операции по разъединению-зацеплению НКТ в скважине можно проводить устройством и во втором варианте. Всегда при разъединении колонны НКТ устройство сразу переходит в режим компенсации осевых перемещений рабочего штока 15 в трубе 11, загерметизированной резиновым шевронным уплотнением 27. В обоих вариантах сборки устройства оно свободно пропускает через себя штанги ШГН, геофизические приборы, ловильный и другой инструмент для ремонта скважины, снятия и переустановки якорно-пакерного оборудования.The actuation mechanism (double-
Технический эффект: гидромеханический привод устройства обеспечивает многократные операции разъединения-зацепления колонны НКТ в скважине без подъема на поверхность. Сборки устройства в двух вариантах позволяют выбрать для каждой скважины режим разъединения-зацепления колонны НКТ подачей трубного или затрубного давления, а также пропускать через себя ремонтный инструмент и геофизические приборы. Обеспечивает режим компенсации осевых перемещений колонны НКТ до 10 м без нарушения герметичности соединения.Technical effect: the hydromechanical drive of the device provides multiple operations of the separation-engagement of the tubing string in the well without lifting to the surface. The device assemblies in two versions allow you to choose for each well the disconnection-gearing mode of the tubing string by applying pipe or annular pressure, as well as letting through the repair tool and geophysical instruments. Provides a mode of compensation of axial movements of the tubing string up to 10 m without violating the tightness of the connection.
Claims (2)
Priority Applications (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
RU2016125437A RU2629511C1 (en) | 2016-06-24 | 2016-06-24 | Tubing engagement and disengagement device |
Applications Claiming Priority (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
RU2016125437A RU2629511C1 (en) | 2016-06-24 | 2016-06-24 | Tubing engagement and disengagement device |
Publications (1)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
RU2629511C1 true RU2629511C1 (en) | 2017-08-29 |
Family
ID=59797545
Family Applications (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
RU2016125437A RU2629511C1 (en) | 2016-06-24 | 2016-06-24 | Tubing engagement and disengagement device |
Country Status (1)
Country | Link |
---|---|
RU (1) | RU2629511C1 (en) |
Cited By (3)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
RU2665733C1 (en) * | 2017-12-13 | 2018-09-04 | Общество С Ограниченной Ответственностью "Евс" | Multiple closed abrasive perforator |
CN110529067A (en) * | 2019-07-25 | 2019-12-03 | 中国石油天然气股份有限公司 | Packer capable of confirming whether disjointing device works or not at well head |
RU2799020C2 (en) * | 2017-12-12 | 2023-06-30 | Веллтек Ойлфилд Солюшнс АГ | Well abandonment plug and well plugging and abandonment system |
Citations (6)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
SU732484A1 (en) * | 1977-06-15 | 1980-05-05 | Всесоюзный Научно-Исследовательский Институт По Креплению Скважин И Буровым Растворам Вниикрнефть | Uncoupling device |
SU1760084A1 (en) * | 1989-05-31 | 1992-09-07 | Всесоюзное научно-производственное объединение турбохолодильной, газоперекачивающей и газотурбинной техники | Device for disconnection and reconnection of pipe string with packer |
RU2203386C2 (en) * | 2001-02-02 | 2003-04-27 | Махир Зафар оглы Шарифов | String disconnector |
WO2005045178A1 (en) * | 2003-10-28 | 2005-05-19 | Varco I/P, Inc. | A disconnect device |
RU2460868C1 (en) * | 2011-03-31 | 2012-09-10 | Общество с ограниченной ответственностью Научно-производственная фирма "Пакер" | Device for string disconnection |
RU2530064C1 (en) * | 2013-04-17 | 2014-10-10 | ООО "Сервисная Компания "Навигатор" | Equipment disengagement method for downhole treatment with simultaneous disengagement of electric or hydraulic lines |
-
2016
- 2016-06-24 RU RU2016125437A patent/RU2629511C1/en active
Patent Citations (6)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
SU732484A1 (en) * | 1977-06-15 | 1980-05-05 | Всесоюзный Научно-Исследовательский Институт По Креплению Скважин И Буровым Растворам Вниикрнефть | Uncoupling device |
SU1760084A1 (en) * | 1989-05-31 | 1992-09-07 | Всесоюзное научно-производственное объединение турбохолодильной, газоперекачивающей и газотурбинной техники | Device for disconnection and reconnection of pipe string with packer |
RU2203386C2 (en) * | 2001-02-02 | 2003-04-27 | Махир Зафар оглы Шарифов | String disconnector |
WO2005045178A1 (en) * | 2003-10-28 | 2005-05-19 | Varco I/P, Inc. | A disconnect device |
RU2460868C1 (en) * | 2011-03-31 | 2012-09-10 | Общество с ограниченной ответственностью Научно-производственная фирма "Пакер" | Device for string disconnection |
RU2530064C1 (en) * | 2013-04-17 | 2014-10-10 | ООО "Сервисная Компания "Навигатор" | Equipment disengagement method for downhole treatment with simultaneous disengagement of electric or hydraulic lines |
Cited By (4)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
RU2799020C2 (en) * | 2017-12-12 | 2023-06-30 | Веллтек Ойлфилд Солюшнс АГ | Well abandonment plug and well plugging and abandonment system |
RU2665733C1 (en) * | 2017-12-13 | 2018-09-04 | Общество С Ограниченной Ответственностью "Евс" | Multiple closed abrasive perforator |
CN110529067A (en) * | 2019-07-25 | 2019-12-03 | 中国石油天然气股份有限公司 | Packer capable of confirming whether disjointing device works or not at well head |
RU2811050C1 (en) * | 2023-03-27 | 2024-01-10 | федеральное государственное автономное образовательное учреждение высшего образования "Пермский национальный исследовательский политехнический университет" | Tubing string extension |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
US10626690B2 (en) | Fill up tool | |
EP2336484B1 (en) | Blowout preventer | |
RU2644364C2 (en) | Two-state shearing bolt, well node, method of connecting components through two-state shearing bolt | |
AU2018256467B2 (en) | Downhole tool method and device | |
US8496051B2 (en) | Stage tool apparatus and method | |
US20160258250A1 (en) | Multiple piston assembly for safety valve | |
EP3026210B1 (en) | Lift valve with bellow hydraulic protection and chatter reduction | |
RU2629511C1 (en) | Tubing engagement and disengagement device | |
NO337331B1 (en) | A work string and a gravel packing method | |
US20160053569A1 (en) | Retrievable packer for operations in cased wells at high pressures | |
RU164723U1 (en) | PACKER DRILLED | |
US9650852B2 (en) | Running and pulling tool for use with rotating control device | |
US7392839B1 (en) | Single line sliding sleeve downhole tool assembly | |
NO20170439A1 (en) | Hydraulic conductor pipe connector | |
US9869149B2 (en) | Scissor-mechanism closing rams of blow out preventors | |
EP3966418B1 (en) | Packer assembly | |
CA2648340C (en) | Improved packer | |
RU2292442C1 (en) | Interval packer device, hydro-mechanical packer and repression-depression action hydraulic packer (its variants) | |
CN104747117B (en) | A kind of underground blow-out preventing device | |
US20150129198A1 (en) | Fill up and circulation tool and method of operating | |
CN110847855A (en) | Underground switch valve capable of being disconnected or connected back | |
RU205980U1 (en) | Full bore hydraulic packer and anchor for casing | |
US11131165B2 (en) | Rolling seal for transfer of pressure in a downhole tool | |
CN118029942A (en) | Plugging device for branch well bore | |
WO2008134700A2 (en) | Single line sliding sleeve downhole tool assembly |