RU2629511C1 - Tubing engagement and disengagement device - Google Patents

Tubing engagement and disengagement device Download PDF

Info

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
Application number
RU2016125437A
Other languages
Russian (ru)
Inventor
Марат Хуснуллович Аминев
Адель Рашитович Ахмадеев
Александр Владимирович Лукин
Original Assignee
Общество с ограниченной ответственностью Научно-производственная фирма "Пакер"
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 Общество с ограниченной ответственностью Научно-производственная фирма "Пакер" filed Critical Общество с ограниченной ответственностью Научно-производственная фирма "Пакер"
Priority to RU2016125437A priority Critical patent/RU2629511C1/en
Application granted granted Critical
Publication of RU2629511C1 publication Critical patent/RU2629511C1/en

Links

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

FIELD: oil and gas industry.
SUBSTANCE: invention can be used for disengagement and subsequent movable and air-tight engagement of the tubing string (tubing) with downhole equipment. The device for engaging and disengaging the tubing string includes a body, an adapter, a rod, a drop ball, shear screws and a chevron seal. The device is additionally equipped with hydromechanical drive consisting of two annular chambers formed between the control rod and the casing, a reversible piston therebetween formed in the form of protrusion on the control rod which is rearranged by a sealing bushing overlapping in turn two through casing channels opposite to the annular chambers, two through channels in the reversible piston which are serially closed by a plug on an air-tight thread, a double-sided collet installed between the control rod and the upper body, sliding blocks placed in the windows of the upper body, a movable spline connection between the upper and lower bodies, a transition bushing between the upper body and the working rod, a sealing chevron seal located in adapter between the lower body and a pipe with the nipple end, in which the working rod is located.
EFFECT: increasing the device efficiency for engaging and disengaging the tubing string.
2 cl, 5 dwg

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 movable saddle 30 in the form of a sleeve with windows.

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 lower housing 2, articulated by a movable spline connection 3, a groove 5 for crackers 7, a control rod 8 and a protrusion on it that performs the function of an annular reversing piston 9, upper locking screws 10 that fix the threaded connection of the sub 13 to the casing 24 (at least 5 pieces), a double-sided collet 6, on which the control rod 8 rests with its protrusion, and crackers 7 (at least 3 pieces) located in the windows of the case 1 around its perimeter. The upper housing 1 with its lower end is movably articulated with the lower housing 2 with a movable splined connection 3. The working rod 15 slides in the pipe 14 with a nipple end, sealed with rubber chevron collars 27 installed in the adapter 26 (at least 15 pieces). The pipe 14 can reach a length of 10 m and mates with the adapter 26 through the docking clutch 16. The working rod 15 is articulated with the upper body 1 using the adapter clutch 28, fixed by the lower locking screws 23 (at least 3 pieces).

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 annular chambers 11 and 12, formed between the control rod 8 and the casing 24, an annular reversing piston 9 between them, made in the form of a protrusion on the control rod 8, rearranged sealing sleeve 4, overlapping in turn two through channels of the upper 19 and the lower 20 in the casing 24, located opposite the annular chambers - the upper 11 and lower 12, two through channels 17 and 18 in the reversing piston 9, which are alternately closed by a permutable stopper 25 with a tight thread. All elements of the hydraulic actuator are sealed with rubber seals 21. The actuator (Fig. 1) consists of a control rod 8, two-sided collet 6, which holds the control rod 8 by a protrusion on its outer surface and crackers 7 (at least 3 pieces). Under the action of pipe pressure, the control rod 8 moves downward into the upper annular chamber 11 and makes the collet 6 work with its protrusion. Having freed itself from the restraining resistance of the double-sided collet 6, the control rod 8 continues to move down to the position of the crackers 7 against the groove 5, and the double-sided collet 6, having left from the protrusion, sits in its groove above the protrusion on the control rod 8. When the tubing string is tensioned by a force of at least 2 tons, the upper case 1 leaves the movable spline connection 3 with the lower case 2, pushing the This crackers 7 in groove 5.

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 sealing sleeve 4 from the upper through channel 19 in the casing 24 is rearranged to the lower through channel 20 in the same casing, and the plug 25 with a tight thread is rearranged from the through channel 18 into the through channel 17.

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 movable seat 30 for the reset ball 29 (Fig. 4) consists of a sleeve with side windows (Fig. 5), fixed in the sleeve 31 with shear screws 22. Their number is determined by the hydraulic pressure on the ball. The sleeve 31 rests on the adapter sleeve 28, connecting the upper housing 1 with the lower hollow rod 15, fixed from unwinding by the lower locking screws 23 (at least 3 pieces). The movable seat 30 and sleeve 31 are sealed with rubber seals 21.

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 sub 13 with a tubing string, goes down into the well and engages with the anchor-packer equipment and the plug-in sucker rod pump (SHG) installed earlier. If necessary, disconnect the tubing string to repair the device or switch to the compensator mode of axial movement of the tubing string while maintaining its tightness using a chevron seal 27; hydraulic pressure of 5-7 MPa is fed into the pipe R t (times) space. For engagement, the same pressure of 5-7 MPa is supplied to the annulus P zt (zat) space.

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 ball 29 and the effect of the pipe pressure P t (times) . In this case, the ball being discharged 29 (Fig. 4) sits in the movable seat 30 and with it moves in the sleeve 31 all the way into the adapter sleeve 28, having previously cut off the screws 22. The inner groove of the sleeve 31 forms a hydraulic drain channel with windows in the movable seat 30 fluid from the tubing string while lifting the device to the surface.

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 piston 9. In the first embodiment, the disconnection is effected by applying pipe pressure P t (times) to the annular chamber 11 above the reversing piston 9 Thus, the piston 9 moves with the control rod 8 down to the stop in the protrusion on the lower part of the upper housing 1 by a value of h. The engagement is carried out by feeding the annular pressure P ct (zat) into the annular chamber 12 under the reversing piston 9 and returning the control rod 8 upwards by the same value h. In the second embodiment, on the contrary, the tubing is disconnected by the supply of annular pressure P ct (times) , and the engagement is performed by the supply of pipe P t (cc) .

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-sided collet 6 and crackers 7) when disconnecting the tubing string occurs when the control rod 8 is moved down to the stop. Then, by tensioning the tubing string with a force of at least 2 tons, crackers 7 are pushed into the groove 5 and the upper case 1 comes out of the spline connection 3 with the lower case 2. Having disconnected from the lower case 2, the device goes into the mode of operation of the axial displacement compensator. If necessary, the upper part of the device as part of the sub 13 with the upper case 1, hydraulic actuator, actuator, ball assembly, adapter sleeve 28 and working rod 15 can be raised to the surface for prevention or repair, and the lower part in the lower case 2, adapter 26 with a chevron seal 27, a docking sleeve 16 and a pipe with a nipple end 14 remains in the well. The engagement is carried out by unloading the weight of the tubing string and a smoothly generated pressure force on the device of at least 2 tons, as a result of which the upper 1 and lower 2 cases of the device are joined using a spline connection 3. Then, by supplying annular pressure to the annular chamber 12 under the reversing piston 9 which moves the controlled rod 8 back up. At the same time, the double-sided collet 6 sits in the lower groove, and the crackers 7 are pushed out of the groove 5 and returned to the groove of the lower body 2, restricting the mobility of the spline connection 3. The disconnecting-meshing operations of the tubing string can be carried out repeatedly in the well without lifting the device to the surface. Similar operations for the separation-engagement of the tubing in the well can be carried out by the device in the second embodiment. Always when the tubing string is disconnected, the device immediately switches to the mode of compensation of axial displacements of the working rod 15 in the pipe 11 sealed with a rubber chevron seal 27. In both versions of the device assembly, it freely passes SHGN rods, geophysical instruments, fishing tools and other tools for repairing the well, Removing and reinstalling anchor-packer equipment.

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)

1. Устройство для разъединения и зацепления колонны насосно-компрессорных труб, включающее корпус со сквозными радиальными отверстиями, переходник, переводник, шток, кольцевой поршень, сбрасываемый шар, перфорированную втулку, срезные винты, резиновое шевронное уплотнение, отличающееся тем, что оно 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.1. A device for disconnecting and engaging a tubing string, including a housing with through radial holes, an adapter, a sub, a rod, an annular piston, a reset ball, a perforated sleeve, shear screws, a rubber chevron seal, characterized in that it 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 in turn two through channels in the casing, located opposite the annular chambers, two through channels in the reversing piston, alternately closed by a stopper on a tight thread, a double-sided collet installed between the control rod and the upper body, crackers placed in the windows of the upper case, movable spline the connection between the upper and lower cases, the adapter sleeve between the upper case and the working rod, the sealing chevron seal located in the adapter, between the lower a body and a pipe with a nipple end, in which the working rod is located. 2. Устройство по п. 1, отличающееся тем, что подвижное седло для сбрасываемого шара выполнено 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.2. The device according to claim 1, characterized in that the movable seat for the ball being discharged is made in the form of a sleeve with side windows for draining liquid under the ball after cutting shear screws and sliding the sleeve all the way inside the sleeve fixed on the upper case.
RU2016125437A 2016-06-24 2016-06-24 Tubing engagement and disengagement device RU2629511C1 (en)

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)

* Cited by examiner, † Cited by third party
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)

* Cited by examiner, † Cited by third party
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

Patent Citations (6)

* Cited by examiner, † Cited by third party
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)

* Cited by examiner, † Cited by third party
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