RU69559U1 - DEVICE FOR INSTALLATION AND SEALING OF A HOLE OF A CASING HOLE IN A WELL - Google Patents

Abstract

Предложение относится к области крепления нефтяных и газовых скважин, а именно к устройствам для спуска и герметизации заколонного пространства обсадных колонн и, в частности, хвостовиков обсадных колонн. Устройство включает полый корпус, разъединитель и связанную с ним транспортировочную колонну. В верхней части полого корпуса установлены пакер и якорь. Разъединитель соединен с полым корпусом левой резьбой. Нажимная втулка пакера установлена с возможностью осевого перемещения в верхней части полого корпуса. Хвостовик выполнен в виде фильтровой колонны, в верхней части которой расположен перфорированный патрубок. Разбуриваемая пробка герметично установлена между хвостовиком и перфорированным патрубком. Обратный клапан выполнен в виде эластичного рукава, установленного снаружи перфорированного патрубка, перекрывающего его отверстия и имеющего возможность радиального расширения наружу, при этом эластичный рукав снизу жестко закреплен с перфорированным патрубком. Продавочная пробка размещена в транспортировочной колонне. Разъединитель снизу снабжен полым патрубком с радиальными отверстиями снизу, под которыми в полом патрубке с помощью разрушаемых срезных элементов установлено седло, имеющее возможность взаимодействия с продавочной пробкой. Якорь выполнен в виде подпружиненных внутрь плашек, закрепленных на полом цилиндре, концентрично установленном на полом корпусе с возможностью осевого и вращательного перемещения посредством пружинных центраторов, взаимодействующих с внутренними стенками обсадной колонны установленных снаружи полого цилиндра и направляющего штифта, жестко соединенного с полым корпусом и размещенного в сквозном фигурном пазе, выполненном в нижней части полого цилиндра. Сквозной фигурный паз состоит из короткой и длинной проточек, причем верхняя часть короткой проточки соединена со средней частью длинной проточки. Снизу нажимная втулка пакера снабжена конусной поверхностью, сужающейся сверху вниз и имеющей возможность взаимодействия с плашками якоря в рабочем положении, в котором направляющий штифт находится в длинной проточке сквозного фигурного паза. В транспортном положении направляющий штифт находится в короткой проточке сквозного фигурного паза. The proposal relates to the field of fastening oil and gas wells, and in particular to devices for lowering and sealing the annular space of the casing strings and, in particular, the casing stems. The device includes a hollow body, a disconnector, and an associated shipping column. A packer and an anchor are installed in the upper part of the hollow body. The disconnector is connected to the hollow body by a left-hand thread. The packer pressure sleeve is mounted axially movable in the upper part of the hollow body. The shank is made in the form of a filter column, in the upper part of which a perforated pipe is located. The drillable plug is sealed between the shank and the perforated nozzle. The non-return valve is made in the form of an elastic sleeve mounted on the outside of the perforated nozzle, blocking its openings and having the possibility of radial expansion outward, while the elastic sleeve is rigidly fixed from below to the perforated nozzle. The cork plug is located in the shipping column. The disconnector from the bottom is equipped with a hollow pipe with radial holes from below, under which a saddle is installed in the hollow pipe with the help of destructible shear elements, which has the ability to interact with the cork plug. The anchor is made in the form of dies spring-loaded inside, mounted on a hollow cylinder concentrically mounted on a hollow body with the possibility of axial and rotational movement by means of spring centralizers interacting with the inner walls of the casing installed outside the hollow cylinder and the guide pin rigidly connected to the hollow body and placed in a through figured groove made in the lower part of the hollow cylinder. The through figured groove consists of a short and long groove, with the upper part of the short groove connected to the middle part of the long groove. From below, the packer press sleeve is provided with a conical surface, tapering from top to bottom and having the ability to interact with the dies of the anchor in the working position, in which the guide pin is located in a long groove through the figured groove. In the transport position, the guide pin is in the short groove of the through figured groove.

Устройство для установки и герметизации хвостовика обсадной колонны имеет простую конструкцию, что повышает надежность работы устройства, а снижение трудоемкости работ связанно с сокращением разбуриваемых деталей и технологических операций в скважине при установке и герметизации хвостовика обсадной колонны, что позволяет сэкономить значительные материальные и финансовые затраты. 1 ил. на 1 л.The device for installing and sealing the casing liner has a simple design, which increases the reliability of the device, and the reduction in the complexity of the work is associated with a reduction in drillable parts and technological operations in the well when installing and sealing the casing liner, which saves significant material and financial costs. 1 ill. for 1 liter

Description

Предложение относится к области крепления нефтяных и газовых скважин, а именно к устройствам для спуска и герметизации заколонного пространства обсадных колонн и, в частности, хвостовиков обсадных колонн.The proposal relates to the field of fastening oil and gas wells, and in particular to devices for lowering and sealing the annular space of the casing strings and, in particular, the casing stems.

Известно устройство для установки и герметизации хвостовика обсадной колонны в скважине (Патент РФ №2171366, Е21В 43/10, 33/14 опубл. 27.07.2001 г.), включающее корпус, связанную с ним транспортировочную колонну, разъединитель, пакер и якорь, помещенные в верхней части хвостовика, связанный с корпусом патрубок с радиальными отверстиями, образующий с хвостовиком в верхней его части кольцевую полость, гидравлически связанную с полостью патрубка через его радиальные отверстия и с узлами привода якоря, пакера и разъединителя, связанный с хвостовиком и расположенный под радиальными отверстиями дроссельно-запорный клапан для перекрытия внутреннего сечения патрубка при заданном расходе жидкости с заданными реологическими свойствами, включающий цилиндрическую втулку с посадочным седлом в нижней части и шток, подпружиненный относительно втулки и образующий с ней кольцевой калиброванный канал, причем патрубок выполнен с возможностью его извлечения из скважины с корпусом и транспортировочной колонной, а хвостовик под устройством выполнен в виде фильтровой колонны с отверстиями в верхней части для вытеснения тампонажного раствора.A device for installing and sealing a liner of a casing string in a well is known (RF Patent No. 2171366, ЕВВ 43/10, 33/14 publ. 07/27/2001), including a housing, a transport string connected thereto, a disconnector, a packer and an anchor, placed in the upper part of the shank, a nozzle with radial openings connected to the body, forming an annular cavity with a shank in its upper part, hydraulically connected to the nozzle cavity through its radial openings and with armature, packer and disconnector drive units, connected to the shank and a throttle shut-off valve located under the radial holes to shut off the inner cross-section of the nozzle at a given fluid flow rate with predetermined rheological properties, including a cylindrical sleeve with a seating saddle in the lower part and a rod spring-loaded relative to the sleeve and forming an annular calibrated channel with it, and the nozzle is made with the possibility extracting it from the well with a body and a transport column, and the liner under the device is made in the form of a filter column with holes in the upper part STI to displace the cement slurry.

Недостатком данного устройства являются:The disadvantage of this device are:

- во-первых, низкая надежность работы, связанная с тем, что любые жидкости, закачиваемые в скважину (буровой и тампонажный растворы, буферная жидкость и пр.), имеют в своем объеме различные инородные включения, которые в процессе закачки могут попасть в дроссельно-запорный клапан с кольцевым калиброванным каналом и застрять в нем, а это не позволит закрыться дроссельно-запорному клапану, что приведет к невозможности повышения давления в полости патрубка и несрабатыванию механизмов разъединителя, пакера и якоря;- firstly, low reliability associated with the fact that any fluids injected into the well (drilling and grouting fluids, buffer fluid, etc.) have various foreign inclusions in their volume, which can be throttled during injection shut-off valve with an annular calibrated channel and stuck in it, and this will not allow the throttle-shut-off valve to close, which will lead to the impossibility of increasing the pressure in the nozzle cavity and the failure of the disconnector, packer and anchor mechanisms;

- во-вторых, высокие требования к свойствам тампонажного раствора (вязкость, удельный вес), связанное с тем, что для срабатывания дроссельно-запорного клапана необходимо через устройство прокачивать тампонажный раствор с заданными реологическими свойствам. А это достаточно трудоемко обеспечить на поверхности даже путем предварительного выравнивания свойств тампонажного раствора во всем его объеме, достигающим - secondly, high requirements for the properties of the grouting mortar (viscosity, specific gravity), due to the fact that in order to operate the butterfly valve, it is necessary to pump the grouting grout with the specified rheological properties through the device. And it is rather laborious to ensure on the surface even by preliminary leveling the properties of the cement slurry in its entire volume, reaching

порой нескольких десятков, а то и сотней кубометров, так как для этого необходимо иметь на поверхности некоторое количество емкостей с гидравлическими и механическими перемешивателями. Время работы для тщательного перемешивания всего объема жидкости может занимать несколько часов. Поскольку процесс приготовления тампонажного раствора ограничен временным фактором ввиду его схватывания, возможна ситуация, когда получение требуемых реологических свойств не будет осуществлено во всем объеме тампонажного раствора, поэтому в случае, когда через дроссельно-запорный клапан будет прокачиваться некоторый объем раствора с несколько иными свойствами, например, с большей вязкостью и удельным весом, это приведет к закрытию дроссельно-запорного клапана и преждевременному срабатыванию механизмов разъединителя, пакера и якоря.sometimes several dozens, or even hundreds of cubic meters, since for this it is necessary to have on the surface a certain number of tanks with hydraulic and mechanical mixers. Operating time for thorough mixing of the entire volume of liquid may take several hours. Since the process of preparing grouting mortar is limited by the time factor due to its setting, it is possible that the required rheological properties will not be obtained in the entire volume of grouting mortar, therefore, in the case when a certain volume of mortar with slightly different properties is pumped through the throttle shut-off valve, for example , with a higher viscosity and specific gravity, this will lead to the closing of the butterfly valve and the premature actuation of the disconnector, packer and row.

Также известно устройство для подвески и герметизации потайной обсадной колонны (Патент РФ №2206713, Е21В 33/14, 17/06 опубл. в бюл. №17 от 20.06 2003 г.), включающее полый корпус, соединенный с корпусом левой резьбой разъединитель, на поверхности вала которого выполнены наружные шлицы, пакер нажимного действия, эластичный уплотнитель которого взаимодействует с втулкой, подвижно установленной на корпусе и взаимодействующей внутренними шлицами с наружными шлицами разъединителя, якорь гидравлического действия, двухсекционную продавочную пробку, нижняя секция которой имеет сквозной канал и связана срезным штифтом с разъединителем, а верхняя секция взаимодействует с нижней секцией после спуска устройства с потайной обсадной колонной в скважину и посадочную муфту со стоп-кольцом, взаимодействующую с продавочной пробкой.Also known is a device for suspension and sealing of a casing collar (RF Patent No. 2206713, ЕВВ 33/14, 17/06 published in Bull. No. 17 dated 06/20/2003), including a hollow body connected to the body by a left-hand thread disconnector, the surface of the shaft of which external splines are made, a pressure packer, the elastic seal of which interacts with a sleeve movably mounted on the housing and interacting with the internal splines with the external splines of the disconnector, a hydraulic arm, a two-piece push-pull plug, lower the section of which has a through channel and is connected by a shear pin to the disconnector, and the upper section interacts with the lower section after the device with a countersunk casing is lowered into the well and the landing sleeve with a stop ring interacting with the cork plug.

Недостатками известного устройства являются:The disadvantages of the known device are:

- во-первых, устройство обладает ограниченными эксплуатационными возможностями, поскольку применимо лишь с потайной обсадной колонной для ликвидации негерметичности ранее спущенной обсадной колонны и не может применяться в качестве устройства для установки и герметизации хвостовика обсадной колонны, выполненного, например, в виде фильтра, расположенного в горизонтальном участке скважины, как правило, открытом, то есть не цементируемым тампонажным раствором;- firstly, the device has limited operational capabilities, since it is applicable only with countersunk casing to eliminate leaks in the previously lowered casing and cannot be used as a device for installing and sealing the casing string, made, for example, in the form of a filter located in the horizontal section of the well, as a rule, open, that is, not cemented cement slurry;

- во-вторых, низкая надежность работы, обусловленная тем, что для срабатывания механического пакера нажимного действия необходимо, чтобы наружные шлицы корпуса разъединителя, соединенного с бурильной колонной, после вращения последней на произвольное число оборотов гарантированно сместились относительно внутренних шлицов втулки пакера. При отсутствии углового смещения и совпадении шлицов вал разъединителя при спуске бурильной колонны вновь войдет внутрь втулки пакера, и последующая - secondly, the low reliability of operation, due to the fact that for the mechanical packer to operate, the push action requires that the outer slots of the disconnector body connected to the drill string, after rotating the latter by an arbitrary number of revolutions, are guaranteed to be shifted relative to the internal splines of the packer sleeve. In the absence of angular displacement and coincidence of the splines, the disconnector shaft when lowering the drill string will re-enter the packer sleeve, and the subsequent

разгрузка бурильной колонны будет происходить по начальным виткам внутренней резьбы корпуса устройства и наружной резьбы вала. Это неминуемо приведет к их смятию и невозможности последующего свинчивания, например, для извлечения устройства на поверхность. Таким образом, возможна ситуация, когда втулка пакера не будет перемещаться вниз, сжимая уплотнитель, причем конструкция известного устройства не позволяет проконтролировать это на поверхности. Поскольку факт несрабатывания пакера и негерметичности заколонного пространства может быть выявлен лишь после ОЗЦ путем совместной опрессовки потайной и ранее спущенной обсадных колонн, то ликвидация этих последствий, возникших из-за низкой надежности устройства, потребует значительных трудозатрат и времени.the drill string will be unloaded at the initial turns of the internal thread of the device body and the external thread of the shaft. This will inevitably lead to their crushing and the impossibility of subsequent make-up, for example, to remove the device to the surface. Thus, it is possible that the packer sleeve will not move downward, compressing the seal, and the design of the known device does not allow to control this on the surface. Since the fact of the packer’s failure and annular space leakage can be detected only after the OZC by joint pressure testing of secret and previously lowered casing strings, the elimination of these consequences arising from the low reliability of the device will require considerable labor and time.

Наиболее близким по технической сущности является устройство для установки и герметизации хвостовика обсадной колонны (Патент РФ №2266391, МПК 7 Е21В 33/14 опубл. в бюл №35, от 20.12.2005 г.), включающее полый секционный корпус, разъединитель и связанную с ним транспортировочную колонну, пакер, в верхней части соединенный с разъединителем, а в нижней части - с якорем, причем хвостовик выполнен в виде фильтровой колонны, в верхней части которой расположен перфорированный патрубок для вытеснения тампонажного раствора, отличающееся тем, что дополнительно содержит разбуриваемую пробку, установленную между хвостовиком и перфорированным патрубком, и разбуриваемый клапанно-запорный узел, установленный в нижней секции корпуса между якорем и перфорированным патрубком и включающий обратный клапан, посадочную муфту, взаимодействующую с двухсекционной продавочной пробкой, нижняя секция которой имеет сквозной канал и связана срезным штифтом с разъединителем, и посадочную втулку, соединенную с посадочной муфтой срезным штифтом и взаимодействующую с шаром, сбрасываемым в транспортировочную колонну, причем разъединитель установлен на верхней секции корпуса с возможностью вращения, взаимодействуя с ней без продольного перемещения, и соединен левой резьбой с нажимной втулкой пакера, которая установлена на верхней секции корпуса с возможностью продольного перемещения и связана с ней шпоночным соединением.The closest in technical essence is a device for installing and sealing a casing liner (RF Patent No. 2266391, IPC 7 Е21В 33/14 publ. In Bull. No. 35, dated December 20, 2005), including a hollow sectional casing, a disconnector and associated a transport column, a packer, in the upper part connected with a disconnector, and in the lower part with an anchor, and the shank is made in the form of a filter column, in the upper part of which there is a perforated nozzle for displacing grouting mortar, characterized in that contains a drillable plug installed between the shank and the perforated nozzle, and a drillable valve-shutter assembly installed in the lower section of the housing between the armature and the perforated nozzle and includes a check valve, a seat coupling that interacts with the two-piece push-pull plug, the lower section of which has a through channel and is connected with a shear pin with a disconnector, and a landing sleeve connected to the seat sleeve with a shear pin and interacting with a ball discharged into the transport box the cord, and the disconnector is mounted on the upper section of the housing with the possibility of rotation, interacting with it without longitudinal movement, and is connected by a left-hand thread to the presser sleeve of the packer, which is mounted on the upper section of the housing with the possibility of longitudinal movement and connected with it by key connection.

Недостатками данного устройства являются:The disadvantages of this device are:

- во-первых, сложность конструкции, обусловленная большим количеством узлов и деталей, таких как секционный корпус, двухсекционная продавочная пробка, клапанно-запорный узел и так далее;- firstly, the complexity of the design, due to the large number of nodes and parts, such as a sectional casing, two-section cork plug, valve-locking unit and so on;

- во-вторых, сложен процесс проведения технологических операций по установке и герметизации хвостовика в обсадной колонне, поскольку много промежуточных операций, требующих значительных затрат времени и соблюдения строгой последовательности - secondly, the process of installing and sealing the liner in the casing is complicated, since there are many intermediate operations that require a significant investment of time and a strict sequence

в работе, нарушение которой может привести к возникновению необходимости оперативного извлечения хвостовика из скважины для предотвращения аварии в виде прихвата, а затем после разбуривания оставшегося в скважине цементного стакана повторить операцию установки и герметизации хвостовика обсадной колонны в скважине;in work, the violation of which may lead to the need to quickly remove the liner from the well to prevent an accident in the form of sticking, and then after drilling the cement nozzle remaining in the well, repeat the operation of installing and sealing the casing liner in the well;

в-третьих, большая трудоемкость работ, связанная с большим количеством разбуриваемых деталей (разбуриваемый обратный клапан, посадочная муфта, посадочная втулка и так далее) после цементирования хвостовика в обсадной колонне скважины.thirdly, the high complexity of the work associated with a large number of drilled parts (drillable non-return valve, fit sleeve, fit sleeve, and so on) after cementing the liner in the casing of the well.

Задачей полезной модели является упрощение конструкции устройства, а также снижение трудоемкости и сокращение технологических операций в скважине при установке и герметизации хвостовика обсадной колонны.The objective of the utility model is to simplify the design of the device, as well as reducing the complexity and reduction of technological operations in the well when installing and sealing the liner of the casing string.

Поставленная задача решается устройством для установки и герметизации хвостовика обсадной колонны, включающим полый корпус, разъединитель и связанную с ним транспортировочную колонну, пакер и якорь, установленные в верхней части полого корпуса, разъединитель с левой резьбой, нажимную втулку, установленную в верхней части полого корпуса с возможностью осевого перемещения, хвостовик, выполненный в виде фильтровой колонны, в верхней части которой расположен перфорированный патрубок для вытеснения тампонажного раствора, разбуриваемую пробку, установленную между хвостовиком и перфорированным патрубком, продавочную пробку, устанавливаемую в транспортировочную колонну, клапанно-запорный узел, выполненный в виде обратного клапана.The problem is solved by a device for installing and sealing the liner of the casing string, including a hollow body, a disconnector and an associated transportation string, a packer and an anchor installed in the upper part of the hollow body, a disconnector with a left-hand thread, a push sleeve installed in the upper part of the hollow body with the possibility of axial movement, the shank, made in the form of a filter column, in the upper part of which is a perforated nozzle for displacing cement slurry, drilled obku disposed between the liner and the perforated pipe, squeezing stopper that is installed in the transport column, valve-locking assembly configured as a check valve.

Новым является то, что обратный клапан выполнен в виде эластичного рукава, установленного снаружи перфорированного патрубка и имеющего возможность радиального расширения наружу, при этом эластичный рукав снизу жестко закреплен с перфорированным патрубком, причем разъединитель левой резьбой соединен с верхним концом корпуса, а снизу снабжен полым патрубком с радиальными отверстиями снизу, под которыми в полом патрубке с помощью разрушаемых срезных элементов установлено седло, имеющее возможность взаимодействия с продавочной пробкой, при этом якорь выполнен в виде подпружиненных внутрь плашек, закрепленных на полом цилиндре, концентрично установленном на полом корпусе с возможностью осевого и вращательного перемещения посредством пружинных центраторов, установленных снаружи полого цилиндра и направляющего штифта, жестко соединенного с полым корпусом и размещенного в сквозном фигурном пазе, выполненном в нижней части полого цилиндра, причем сквозной фигурный паз состоит из короткой и длинной проточек, причем верхняя часть короткой проточки соединена со средней частью длинной проточки, при этом снизу нажимная втулка пакера снабжена конусной поверхностью, сужающейся сверху вниз и имеющей What is new is that the non-return valve is made in the form of an elastic sleeve mounted outside the perforated nozzle and having the possibility of radial expansion to the outside, while the elastic sleeve is rigidly fixed from the bottom to the perforated nozzle, the disconnector being left-handedly connected to the upper end of the housing and the bottom provided with a hollow nozzle with radial holes below, under which a saddle is installed in the hollow pipe using destructible shear elements, which has the ability to interact with the cork stopper, the anchor is made in the form of dies spring-loaded inside, mounted on a hollow cylinder concentrically mounted on a hollow body with the possibility of axial and rotational movement by means of spring centralizers installed outside the hollow cylinder and a guide pin rigidly connected to the hollow body and placed in a through figured groove, made in the lower part of the hollow cylinder, and the through curly groove consists of a short and long grooves, the upper part of the short groove connected to the middle h Stu long grooves, the bottom packer pressure sleeve provided with conical surface tapering downward and having

возможность взаимодействия с плашками якоря в рабочем положении, в котором направляющий штифт находится в длинной проточке сквозного фигурного паза, при этом в транспортном положении направляющий штифт находится в короткой проточке сквозного фигурного паза.the possibility of interaction with the dies of the anchor in the working position, in which the guide pin is in a long groove of the through figured groove, while in the transport position the guide pin is in the short groove of the through figured groove.

На фигуре 1 показан общий вид устройства в исходном положении.The figure 1 shows a General view of the device in its original position.

На фигуре 2 показан вид сквозного фигурного паза.The figure 2 shows a view of a through curly groove.

Устройство включает полый корпус 1 (см. фиг.1), разъединитель 2 и связанную с ним транспортировочную колонну 3. В верхней части полого корпуса 1 установлены пакер 4 и якорь 5. Разъединитель 2 соединен с полым корпусом 1 левой резьбой 6. Нажимная втулка 7 пакера 4 установлена с возможностью осевого перемещения в верхней части полого корпуса 1. Хвостовик 8 выполнен в виде фильтровой колонны, в верхней части которой расположен перфорированный патрубок 9 с отверстиями 10 для вытеснения тампонажного раствора. Разбуриваемая пробка 11 герметично установлена между хвостовиком 8 и перфорированным патрубком 9.The device includes a hollow body 1 (see Fig. 1), a disconnector 2 and an associated transport column 3. In the upper part of the hollow body 1, a packer 4 and an anchor 5 are installed. The disconnector 2 is connected to the hollow body 1 by a left-hand thread 6. Pressure sleeve 7 the packer 4 is mounted with the possibility of axial movement in the upper part of the hollow body 1. The shank 8 is made in the form of a filter column, in the upper part of which there is a perforated pipe 9 with holes 10 for displacing the cement slurry. Drill plug 11 is tightly installed between the shank 8 and the perforated nozzle 9.

Обратный клапан выполнен в виде эластичного рукава 12, установленного снаружи перфорированного патрубка 9, перекрывающего его отверстия 10 и имеющего возможность радиального расширения наружу, при этом эластичный рукав 12 снизу жестко закреплен с перфорированным патрубком 9.The non-return valve is made in the form of an elastic sleeve 12 mounted outside the perforated pipe 9, blocking its openings 10 and having the possibility of radial expansion outside, while the elastic sleeve 12 is rigidly fixed from the bottom with the perforated pipe 9.

Продавочная пробка 13 размещена в транспортировочной колонне 3. Разъединитель 2 снизу снабжен полым патрубком 14 с радиальными отверстиями 15 снизу, под которыми в полом патрубке 14 с помощью разрушаемых срезных элементов 16 установлено седло 17, имеющее возможность взаимодействия с продавочной пробкой 13.The cork plug 13 is located in the transport column 3. The disconnector 2 at the bottom is provided with a hollow pipe 14 with radial holes 15 at the bottom, under which a saddle 17 is installed in the hollow pipe 14 with destructible shear elements 16, which can interact with the cork plug 13.

Якорь 5 выполнен в виде подпружиненных внутрь плашек 18, закрепленных на полом цилиндре 19, концентрично установленном на полом корпусе 1 с возможностью осевого и вращательного перемещения посредством пружинных центраторов 20, взаимодействующих с внутренними стенками обсадной колонны (на фиг. не показано), установленных снаружи полого цилиндра 19 и направляющего штифта 21, жестко соединенного с полым корпусом 1 и размещенного в сквозном фигурном пазе 22, выполненном в нижней части полого цилиндра 19.Anchor 5 is made in the form of rams 18 spring-loaded inside, mounted on a hollow cylinder 19, concentrically mounted on a hollow body 1 with the possibility of axial and rotational movement by means of spring centralizers 20 interacting with the inner walls of the casing (not shown in FIG.) Mounted outside the hollow the cylinder 19 and the guide pin 21, rigidly connected to the hollow body 1 and placed in a through curly groove 22, made in the lower part of the hollow cylinder 19.

Сквозной фигурный паз 22 (см. фиг.2) состоит из короткой 23 и длинной 24 проточек, причем верхняя часть короткой проточки 23 соединена со средней частью 25 длинной проточки 24. Снизу нажимная втулка 7 пакера 4 снабжена конусной поверхностью 26, сужающейся сверху вниз и имеющей возможность взаимодействия с плашками 18 якоря 5 в рабочем положении, при котором направляющий штифт 21 находится в длинной проточке 24 сквозного фигурного паза 22.The through figured groove 22 (see FIG. 2) consists of a short 23 and a long 24 grooves, the upper part of the short groove 23 connected to the middle part 25 of the long groove 24. From the bottom, the pressure sleeve 7 of the packer 4 is provided with a conical surface 26, tapering from top to bottom and having the ability to interact with the dies 18 of the anchor 5 in the working position, in which the guide pin 21 is in the long groove 24 of the through figured groove 22.

В транспортном положении направляющий штифт 21 находится в короткой проточке 23 сквозного фигурного паза 22.In the transport position, the guide pin 21 is in the short groove 23 of the through figured groove 22.

Хвостовик 8 с перфорированным патрубком 9, а также полый корпус 1 с перфорированным патрубком 9 соединены посредством муфт 27 и 28, соответственно.The shank 8 with the perforated pipe 9, as well as the hollow body 1 with the perforated pipe 9 are connected by means of couplings 27 and 28, respectively.

Вспомогательные крепежные элементы на фигуре не обозначены.Auxiliary fasteners are not indicated in the figure.

Устройство для установки и герметизации хвостовика обсадной колонны в скважине работает следующим образом.A device for installing and sealing the liner casing in the well works as follows.

Перед спуском устройства в скважину производят его сборку, как показано на фигуре. Далее устройство в транспортном положении (направляющий штифт 21 находится в нижней части короткой проточки 21 сквозного фигурного паза 22, как показано на фигуре) на транспортировочной колонне 3 спускают в скважину, периодически производя долив жидкости в трубы транспортировочной колонны 3.Before the device is lowered into the well, it is assembled, as shown in the figure. Next, the device is in the transport position (the guide pin 21 is located in the lower part of the short groove 21 of the through-shaped groove 22, as shown in the figure) on the transport column 3 is lowered into the well, periodically producing topping up the liquid in the pipes of the transport column 3.

После спуска хвостовика 8 в необходимый интервал обсадной колонны в скважине транспортировочную колонну приподнимают вверх на длину большую длины короткой проточки 23 сквозного фигурного паза 22 (примерно 0,5 метра), а затем поворачивают транспортировочную колонну 3 на пол-оборота и опускают вниз частично разгружая устройство примерно на 10-15 кН.After the liner 8 has been lowered into the required interval of the casing string in the well, the conveyor string is lifted up a length greater than the length of the short groove 23 of the through figure groove 22 (about 0.5 meters), and then the conveyor string 3 is turned half a turn and lowered down partially unloading the device approximately 10-15 kN.

В результате проведенных манипуляций направляющий штифт 21 сначала перемещается из нижней части в верхнюю часть короткой проточки 23, а затем в среднюю часть 25 длинной проточки 24 и далее в нижнюю часть длинной проточки 24 сквозного фигурного паза 22, при этом подпружиненные внутрь плашки 18 якоря 5 вступают во взаимодействие с конусной поверхностью 26 нажимной втулки 7 и прижимаются к внутренним стенкам обсадной колонны. В результате чего устройство фиксируется в обсадной колонне в заданном интервале скважины.As a result of the manipulations, the guide pin 21 first moves from the lower part to the upper part of the short groove 23, and then to the middle part 25 of the long groove 24 and then to the lower part of the long groove 24 of the through figure groove 22, while the anchors 5 spring-loaded inside the plate 18 enter in interaction with the conical surface 26 of the pressure sleeve 7 and are pressed against the inner walls of the casing. As a result, the device is fixed in the casing in a predetermined interval of the well.

Далее нагнетанием насоса с поверхности необходимого объема тампонажного раствора производят цементирование ствола скважины в интервале от продуктивного пласта, то есть от хвостовика 8 до верхнего торца разъединителя 2. После закачки тампонажного раствора в транспортировочную колонну 3 посылают продавочную пробку 13 и перемещают ее нагнетанием буферной жидкости по транспортировочной колонне 3 до посадки продавочной пробки 13 на верхний торец седла 17, при этом радиальные отверстия 15 полого патрубка 14 герметично перекрываются продавочной пробкой 13, а тампонажный раствор вытесняется продавочной пробкой 13 из транспортировочной колонны 3 и полого патрубка 14 сквозь нижний конец последнего и далее через отверстия 10 перфорированного патрубка 9, расширяя радиально наружу обратный клапан, выполненный в виде эластичного рукава 12 в пространство между хвостовиком 8 и обсадной колонной скважины.Then, by pumping a well from the surface of the required volume of grouting cement, the wellbore is cemented in the interval from the reservoir, that is, from the shank 8 to the upper end of the disconnector 2. After the grouting is pumped into the transport column 3, a squeeze plug 13 is sent and it is moved by pumping buffer fluid through the transport column 3 until the squeeze plug 13 is planted on the upper end of the seat 17, while the radial holes 15 of the hollow pipe 14 are tightly closed by the squeeze plug 13, and the grout is displaced by the squeeze plug 13 from the transport column 3 and the hollow pipe 14 through the lower end of the latter and then through the holes 10 of the perforated pipe 9, expanding the check valve radially outward, made in the form of an elastic sleeve 12 into the space between the shank 8 and the casing well column.

При этом разбуриваемая пробка 11 предотвращает попадание тампонажного раствора в полость хвостовика 8, выполненного в виде фильтровой колонны, и, следовательно, в интервал продуктивного пласта открытого ствола скважины, что позволяет сохранить проницаемость коллектора.At the same time, the drillable plug 11 prevents the cement slurry from entering the cavity of the liner 8, made in the form of a filter column, and, therefore, into the interval of the productive formation of the open wellbore, which allows to save the permeability of the reservoir.

Для более надежной герметизации кольцевого пространства между устройством и обсадной колонной приводят в действие пакер 4, для чего полностью разгружают устройство на якорь 5 зафиксированный на внутренних стенках обсадной колонны. В итоге подпружиненные внутрь плашки 18 якоря 5 еще более сильно прижимаются к внутренним стенкам обсадной колонны, при этом нажимная втулка 7 перемещается вверх относительно полого корпуса 1 и сжимает пакер 4, который, расширяясь радиально, входит в контакт с внутренними стенками обсадной колонны, вытесняя тампонажный раствор из кольцевого пространства между пакером 5 и стенкой обсадной колонны, при этом направляющий штифт 21 перемещается в верхнюю часть длинной проточки 24 сквозного фигурного паза 22. После этого транспортировочную колонну 3 с устья вращают по часовой стрелке, при этом разъединитель 2 отворачивается от полого корпуса 1.For more reliable sealing of the annular space between the device and the casing, the packer 4 is activated, for which the device is completely unloaded to the anchor 5 fixed on the inner walls of the casing. As a result, the anchors 5 spring-loaded inside the die 18 are pressed even more strongly against the inner walls of the casing, while the pressure sleeve 7 moves upward relative to the hollow body 1 and compresses the packer 4, which, expanding radially, comes into contact with the inner walls of the casing, displacing the cement the solution from the annular space between the packer 5 and the casing wall, while the guide pin 21 moves to the top of the long groove 24 of the through figure groove 22. After that, the transport column 3 from the mouth rotate clockwise, while the disconnector 2 is turned away from the hollow body 1.

После полного свинчивания разъединителя 2 с полого корпуса 1 произойдет их рассоединение. После чего транспортировочную колонну 3 с разъединителем 2 полым патрубком 14 и с седлом 16 приподнимают на 3-5 метров, что контролируется увеличением показаний индикатора веса (на фиг. не показано), установленного на устье скважины.After complete make-up of the disconnector 2 from the hollow body 1, they will be disconnected. After that, the transport column 3 with the disconnector 2, the hollow pipe 14 and with the saddle 16 is raised by 3-5 meters, which is controlled by an increase in the readings of the weight indicator (not shown in Fig.) Installed at the wellhead.

Включением на поверхности насоса нагнетают буферную жидкость в транспортировочную колонну 3, при этом разрушаются срезные элементы 16 и седло 17 с продавочной пробкой 13 перемещаются вниз до упора седла 17 в нижний конец полого патрубка 14, при этом открываются радиальные отверстия 15 полого патрубка 14, поскольку продавочная пробка 13 оказывается ниже радиальных отверстий 15 полого патрубка 14.By turning on the pump surface, the buffer liquid is pumped into the transport column 3, while the shear elements 16 are destroyed and the saddle 17 with the squeeze plug 13 are moved down to the stop of the seat 17 at the lower end of the hollow nozzle 14, while the radial holes 15 of the hollow nozzle 14 open, since the squeeze the tube 13 is below the radial holes 15 of the hollow pipe 14.

В результате появляется циркуляция жидкости через транспортировочную колонну 3 и радиальные отверстия 15 полого патрубка 14 на устье скважины. Циркуляцией жидкости вымывают остатки тампонажного раствора над устройством, после чего транспортировочную колонну 3 с разъединителем 2 и полым штоком 14 с седлом 17 извлекают из скважины.The result is a circulation of fluid through the transport column 3 and the radial holes 15 of the hollow pipe 14 at the wellhead. By circulating the liquid, the remains of the cement slurry are washed over the device, after which the transport column 3 with the disconnector 2 and the hollow rod 14 with the saddle 17 is removed from the well.

Далее, после затвердевания тампонажного раствора и образования цементного камня в кольцевом пространстве между устройством и стволом скважины, в нее спускают бурильную колонну с долотом (на фиг. не показано) и разбуривают продавочную пробку 13 с разбуриваемой пробкой 11, обеспечивая соединение внутренних полостей полого корпуса 1 и хвостовика 8. После этого бурильную колонну с долотом извлекают из скважины.Then, after the cement slurry has solidified and cement stone has formed in the annular space between the device and the wellbore, a drill string with a drill bit (not shown in FIG. 1) is lowered into it and a bore plug 13 is drilled with a bore plug 11, ensuring the connection of the internal cavities of the hollow body 1 and liner 8. Thereafter, the drill bit is removed from the well.

Устройство для установки и герметизации хвостовика обсадной колонны имеет простую конструкцию, что повышает надежность работы устройства, а снижение трудоемкости работ связанно с сокращением разбуриваемых деталей и технологических операций в скважине при установке и герметизации хвостовика обсадной колонны, что позволяет сэкономить значительные материальные и финансовые затраты.The device for installing and sealing the casing liner has a simple design, which increases the reliability of the device, and the reduction in the complexity of the work is associated with a reduction in drillable parts and technological operations in the well when installing and sealing the casing liner, which saves significant material and financial costs.

Claims (1)

Устройство для установки и герметизации хвостовика обсадной колонны, включающее полый корпус, разъединитель и связанную с ним транспортировочную колонну, пакер и якорь, установленные в верхней части полого корпуса, разъединитель с левой резьбой, нажимную втулку, установленную в верхней части полого корпуса с возможностью осевого перемещения, хвостовик, выполненный в виде фильтровой колонны, в верхней части которой расположен перфорированный патрубок для вытеснения тампонажного раствора, разбуриваемую пробку, установленную между хвостовиком и перфорированным патрубком, продавочную пробку, устанавливаемую в транспортировочную колонну, клапанно-запорный узел, выполненный в виде обратного клапана, отличающееся тем, что обратный клапан выполнен в виде эластичного рукава, установленного снаружи перфорированного патрубка и имеющего возможность радиального расширения наружу, при этом эластичный рукав снизу жестко закреплен с перфорированным патрубком, причем разъединитель левой резьбой соединен с верхним концом корпуса, а снизу снабжен полым патрубком с радиальными отверстиями снизу, под которыми в полом патрубке с помощью разрушаемых срезных элементов установлено седло, имеющее возможность взаимодействия с продавочной пробкой, при этом якорь выполнен в виде подпружиненных внутрь плашек, закрепленных на полом цилиндре, концентрично установленном на полом корпусе с возможностью осевого и вращательного перемещения посредством пружинных центраторов, установленных снаружи полого цилиндра и направляющего штифта, жестко соединенного с полым корпусом и размещенного в сквозном фигурном пазе, выполненном в нижней части полого цилиндра, причем сквозной фигурный паз состоит из короткой и длинной проточек, причем верхняя часть короткой проточки соединена со средней частью длинной проточки, при этом снизу нажимная втулка пакера снабжена конусной поверхностью, сужающейся сверху вниз и имеющей возможность взаимодействия с плашками якоря в рабочем положении, в котором направляющий штифт находится в длинной проточке сквозного фигурного паза, при этом в транспортном положении направляющий штифт находится в короткой проточке сквозного фигурного паза.

A device for installing and sealing a casing liner, including a hollow body, a disconnector and an associated transportation column, a packer and an anchor installed in the upper part of the hollow body, a left-hand disconnector, a push sleeve installed in the upper part of the hollow body with axial movement , a shank made in the form of a filter column, in the upper part of which there is a perforated nozzle for displacing cement slurry, a drillable plug installed between the tailings with a perforated nozzle, a squeeze plug installed in the transport column, a valve-shutter assembly made in the form of a check valve, characterized in that the check valve is made in the form of an elastic sleeve mounted outside the perforated pipe and having the ability to radially expand outward, while being flexible the sleeve at the bottom is rigidly fixed with a perforated pipe, the disconnector being left-handed connected to the upper end of the housing, and the bottom is equipped with a hollow pipe with radial holes at the bottom, under which a saddle is installed in the hollow pipe with the help of destructible shear elements, which can interact with the squeeze plug, while the anchor is made in the form of spring-loaded dies mounted on the hollow cylinder concentrically mounted on the hollow body with the possibility of axial and rotational movement by spring centralizers installed outside the hollow cylinder and the guide pin, rigidly connected to the hollow body and placed in a through figured groove, is made ohm in the lower part of the hollow cylinder, and the through-shaped groove consists of a short and long groove, the upper part of the short groove is connected to the middle part of the long groove, while the packer push sleeve is provided with a conical surface, tapering from top to bottom and able to interact with anchor dies in the working position, in which the guide pin is in the long groove of the through figured groove, while in the transport position the guide pin is in the short groove of the through figure Foot slot.