EA043638B1

EA043638B1 - THIN LOCK CLUTCH WITH CONTINUOUS LOCK RING

Info

Publication number: EA043638B1
Application number: EA202190488
Authority: EA
Inventors: Дарко Арсоски
Original assignee: Даунхол Продактс Лимитед
Priority date: 2020-03-11
Filing date: 2021-03-09
Publication date: 2023-06-07

Description

Предпосылки создания изобретения Область техники, к которой относится изобретениеPrerequisites for the creation of the invention Field of technology to which the invention relates

Изобретение в целом относится к тонкой стопорной муфте со сплошным стопорным кольцом.The invention generally relates to a thin locking sleeve with a continuous locking ring.

Уровень техникиState of the art

В патенте US 4,101,179 раскрыта жесткая втулка-стабилизатор с выступающими наружу ребрами, надвигаемая скольжением на буровую штангу. Пара внутренних зажимных колец надвигается скольжением через каждый конец жесткой основной соединительной муфты. Когда резьбовую торцевую насадку ввинчивают в жесткую основную втулку, концевой фиксатор прижимает одно кольцо пары к другому, таким образом оказывая зажимное действие, благодаря которому стабилизатор может быть зафиксирован в любом требуемом положении на буровой штанге. Наружное кольцо, состоящее из пары колец, имеет канавку и ребро, расположенные на его внутренней цилиндрической поверхности; участок концевого фиксатора, принимаемый наружным кольцом, имеет ребро и канавку, расположенные на его внешней цилиндрической поверхности. Когда упомянутая торцевая насадка принимает наружное кольцо, ребро и канавка торцевой насадки сцепляются соответственно с канавкой и ребром наружного кольца, в результате чего, когда торцевую насадку по резьбе удаляют из жесткой основной втулки, наружное кольцо следует за торцевой насадкой и отсоединяется от внутреннего кольца, тем самым разводя пару колец в стороны от буровой штанги.US Pat. No. 4,101,179 discloses a rigid stabilizer bushing with outwardly projecting ribs that slides onto a drill rod. A pair of inner clamp rings slides through each end of the rigid main coupling. When the threaded end cap is screwed into the rigid main bushing, the end stop presses one ring of the pair against the other, thereby exerting a clamping action by which the stabilizer can be locked into any desired position on the drill rod. The outer ring, consisting of a pair of rings, has a groove and a rib located on its inner cylindrical surface; an end retainer portion received by the outer ring has a rib and a groove located on its outer cylindrical surface. When said end cap receives the outer ring, the rib and groove of the end cap engage respectively with the groove and rib of the outer ring, whereby when the end cap is threaded away from the rigid main bushing, the outer ring follows the end cap and becomes detached from the inner ring, thereby thereby spreading a couple of rings away from the drill rod.

В патенте US 4,384,626 раскрыт прижимной стабилизатор, фиксирующий поперечное положение бурильной колонны в скважине. Стабилизатор содержит зажимную втулку с прорезными и коническими концами, основную часть стабилизатора, в которой размещена втулка, и цилиндрическую стопорную гайку, ввинченную в корпус. Нижний конец основной части стабилизатора изнутри имеет коническую форму для взаимодействия с одним коническим концом зажимной втулки, в то время как кольцо, упирающееся в стопорную гайку, входит во взаимодействие с другим коническим концом. Для создания последовательного запирания конусы на каждом конце втулки могут различаться. Продольная прорезь по всей длине втулки увеличивает поле допуска для объектов, зажимаемых стабилизатором.US Pat. No. 4,384,626 discloses a pressure stabilizer that fixes the lateral position of the drill string in the well. The stabilizer contains a clamping bushing with slotted and tapered ends, a main part of the stabilizer in which the bushing is located, and a cylindrical lock nut screwed into the housing. The lower end of the main part of the stabilizer is internally conical to engage one conical end of the clamping sleeve, while the ring abutting the lock nut engages the other conical end. To create consistent locking, the tapers at each end of the sleeve may be different. A longitudinal slot along the entire length of the bushing increases the tolerance for objects clamped by the stabilizer.

В патенте US 5,860,760 раскрыто зажимное устройство, содержащее внутренний и внешний элементы. Внутренний элемент имеет разъем, определяющий первый и второй концы. Также зажимное устройство содержит устройство избирательного действия для удержания первого и второго концов раздельно, чтобы позволить разместить это устройство вокруг объекта и чтобы позволить упомянутым первому и второму концам двигаться навстречу друг другу так, чтобы упомянутый внутренний элемент захватывал объект. По меньшей мере часть внешней поверхности внутреннего элемента сопрягается с по меньшей мере частью внутренней поверхности внешнего элемента, так что в случае приложения нагрузки к внешнему элементу внутренняя поверхность внешнего элемента действует на внутренний элемент так, чтобы вызвать сжатие внутреннего элемента, тем самым увеличив сжатие внутреннего элемента на объекте. Затем устройство фиксируется в месте расположения на объекте, и при снятии нагрузки воздействие внешнего элемента на внутренний элемент уменьшается, тем самым уменьшая сжатие внутреннего элемента на объекте и освобождая устройство от объекта.US Pat. No. 5,860,760 discloses a clamping device comprising internal and external elements. The internal element has a connector defining first and second ends. The clamping device also includes a selective action device for holding the first and second ends separately to allow the device to be placed around an object and to allow said first and second ends to move towards each other so that said internal element grips the object. At least a portion of the outer surface of the inner element is mated with at least a portion of the inner surface of the outer element such that, when a load is applied to the outer element, the inner surface of the outer element acts on the inner element so as to cause compression of the inner element, thereby increasing the compression of the inner element on the object. The device is then secured in place on the object, and when the load is removed, the force of the outer element on the inner element is reduced, thereby reducing the compression of the inner element on the object and freeing the device from the object.

В патенте US 8,832,906 раскрыта стопорная муфта, собранная с применением способа, включающего этапы размещения основания, имеющего отверстие, и группы пальцев, простирающихся вдоль внешней поверхности трубы, размещения втулки, имеющей отверстие, на упомянутой трубе, смежной с упомянутой группой пальцев, и размещения упомянутой втулки на упомянутой группе пальцев с натягом. В альтернативных вариантах осуществления этого изобретения упомянутое основание содержит множество расположенных под углом пальцев, и/или это основание содержит зазор для обеспечения пригодности этого основания для этой трубы. Для образования основания беспальцевое основание может взаимодействовать с одним или несколькими отдельными пальцами. В одном из вариантов осуществления упомянутого метода втулка может быть термически расширена перед этапом размещения втулки на группе пальцев. Втулка может быть нагрета для расширения отверстия перед размещением на группе пальцев.US Pat. No. 8,832,906 discloses a locking sleeve assembled using a method including the steps of placing a base having an opening and a set of pins extending along the outer surface of a pipe, placing a bushing having an opening on said pipe adjacent to said set of pins, and placing said bushings on the mentioned group of fingers with interference. In alternative embodiments of this invention, said base includes a plurality of angled pins and/or the base includes a gap to ensure suitability of the base for the pipe. To form the base, the fingerless base may interact with one or more individual fingers. In one embodiment of this method, the bushing may be thermally expanded prior to the step of placing the bushing on the pin group. The bushing can be heated to widen the hole before being placed on the pin group.

В патенте US 9,598,913 раскрыта лента износа, содержащая вращающийся элемент с отверстием, размещаемым на трубе, при этом упомянутое отверстие содержит первую и вторую части отверстия, в которых по посадке скольжения размещены первый и второй подшипники скольжения. Внешние поверхности подшипников скольжения входят по посадке скольжения во взаимодействие с упомянутыми частями отверстия, а отверстия подшипников скольжения входят по посадке скольжения во взаимодействие с трубой. Первая стопорная муфта и вторая стопорная муфта могут быть размещены на трубе так, чтобы вместе с двух сторон охватить вращающийся элемент и подшипники скольжения для продольной фиксации вращающегося элемента в месте расположения на трубе. Труба может быть в составе колонны труб, спускаемой в ствол скважины или в канал установленной обсадной колонны, такой как обсадная колонна во время бурения. Вращающийся элемент обеспечивает зазор между трубой и стенкой канала скважины, снижает фрикционное сопротивление продольному скольжению, а также вращению колонны труб внутри канала скважины.US Pat. No. 9,598,913 discloses a wear band comprising a rotating member with a hole disposed on a pipe, said hole comprising first and second hole portions in which first and second journal bearings are mounted in a sliding fit. The outer surfaces of the sliding bearings engage in a sliding fit with the said parts of the hole, and the holes of the sliding bearings engage in a sliding fit with the pipe. The first locking sleeve and the second locking sleeve may be positioned on the pipe so as to together enclose the rotating member and the sleeve bearings on both sides to longitudinally lock the rotating member in position on the pipe. The pipe may be part of a string of pipes run into a wellbore or into a bore of installed casing, such as a casing while drilling. The rotating element provides a gap between the pipe and the wall of the borehole, reduces frictional resistance to longitudinal sliding, as well as rotation of the pipe string inside the borehole.

В патенте US 9,963,942 раскрыт центратор, содержащий основную часть центратора, располагаемую на внешней поверхности колонны труб в виде обсадной колонны, потайной колонны или подобного элемента, применяемого при бурении, при этом упомянутая основная часть центратора образована мноUS Pat. No. 9,963,942 discloses a centralizer comprising a centralizer body disposed on an outer surface of a tubular string in the form of a casing, countersunk string, or the like used in drilling, wherein said centralizer body is formed of multiple

- 1 043638 жеством внешних центрирующих пластин, расположенных под углом к его продольной оси, при этом основная часть центратора имеет отдельную разъемную внутреннюю трубу, закрепляемую на колонне труб с использованием прессовой посадки, а внутренняя поверхность основной части центратора с низким коэффициентом трения и отдельная центральная труба, обращенные друг к другу, выполнены из материала с низким коэффициентом трения.- 1 043638 by a set of external centering plates located at an angle to its longitudinal axis, wherein the main part of the centralizer has a separate detachable inner pipe fixed to the pipe string using a press fit, and the inner surface of the main part of the centralizer has a low coefficient of friction and a separate central pipe facing each other are made of low friction material.

В патенте US 9,982,494 раскрыто крепежное устройство для элемента, изготовленного для размещения на трубчатом теле скважинной трубы, в котором концевая часть втулки, расположенная так, чтобы охватывать часть трубчатого тела, содержит крепежную часть. Эта крепежная часть содержит по меньшей мере один зажимной элемент, выполненный с возможностью осевого смещения с помощью упора опорной поверхности в коническую опорную часть окружающей переходной втулки.US Pat. No. 9,982,494 discloses a fastening device for a member manufactured to be placed on a tubular body of a well pipe, wherein an end portion of a sleeve positioned to enclose a portion of the tubular body includes a fastening portion. This fastening part comprises at least one clamping element, which is axially displaceable by means of abutment of the supporting surface into the conical supporting part of the surrounding adapter sleeve.

В заявке на патент US 2016/0376852 раскрыт узел стабилизатора для трубчатого элемента, содержащий основную часть стабилизатора с такими размерами, чтобы прилегать вокруг трубчатого элемента, центральную часть, имеющую радиальный выступ, и первый конец, имеющий первую резьбовую внешнюю поверхность и группу встроенных первых упругих элементов. Первый гайкообразный элемент содержит проксимальный конец с резьбовой внутренней поверхностью, выполненной для введения во взаимодействие с первой резьбовой внешней поверхностью основной части стабилизатора, и центральную часть с первой конической внутренней поверхностью, выполненной для введения во взаимодействие с первыми упругими элементами основной части стабилизатора. Навинчивание первого гайкообразного элемента на первый конец основной части стабилизатора заставляет первые упругие элементы взаимодействовать с первой конической внутренней поверхностью первого гайкообразного элемента, тем самым радиально изгибая первые упругие элементы для взаимодействия с трубчатым элементом. Внутренняя поверхность дистального конца каждого первого упругого элемента может содержать зажимную секцию.Patent application US 2016/0376852 discloses a stabilizer assembly for a tubular member comprising a stabilizer body sized to fit around the tubular member, a central portion having a radial projection, and a first end having a first threaded outer surface and a group of embedded first resilient members. elements. The first nut-like element contains a proximal end with a threaded inner surface configured for engagement with the first threaded outer surface of the main part of the stabilizer, and a central part with a first conical inner surface configured for engagement with the first elastic elements of the main part of the stabilizer. Screwing the first nut-shaped member onto the first end of the stabilizer body causes the first resilient members to engage the first conical inner surface of the first nut-shaped member, thereby radially bending the first resilient members to engage the tubular member. The inner surface of the distal end of each first elastic element may include a clamping section.

В заявке на патент US 2020/0109607 раскрыта стопорная муфта для установки на скважинную трубу, содержащая: цилиндрический корпус, имеющий резьбовую внутреннюю поверхность и коническую внутреннюю поверхность; сжимаемое распорное кольцо с зубцами, выполненными на его внутренней поверхности, и парой конических наружных поверхностей; сжимаемое стопорное кольцо с конической внутренней поверхностью; и цилиндрический стопор с резьбовой наружной поверхностью. Наружный диаметр каждого кольца в естественном состоянии больше меньшего диаметра резьбовых поверхностей. Свинчивание резьбовых поверхностей корпуса и стопора обеспечивает движение конических поверхностей друг к другу, тем самым сжимая распорное кольцо так, что зубья входят во взаимодействие с периферией трубы.Patent application US 2020/0109607 discloses a stop sleeve for installation on a downhole pipe, comprising: a cylindrical body having a threaded inner surface and a tapered inner surface; a compressible spacer ring with teeth formed on its inner surface and a pair of conical outer surfaces; compressible retaining ring with conical inner surface; and a cylindrical stopper with a threaded outer surface. The outer diameter of each ring in its natural state is larger than the smaller diameter of the threaded surfaces. Screwing together the threaded surfaces of the body and stopper allows the conical surfaces to move towards each other, thereby compressing the spacer ring so that the teeth engage with the periphery of the pipe.

Сущность изобретенияThe essence of the invention

Настоящее изобретение в целом относится к тонкой стопорной муфте со сплошным стопорным кольцом. В одном варианте осуществления настоящего изобретения стопорная муфта для установки на скважинной трубе содержит: цилиндрический корпус, имеющий резьбовую внутреннюю поверхность и коническую внутреннюю поверхность; сжимаемое распорное кольцо с зубцами, выполненными на его внутренней поверхности, и парой конических наружных поверхностей; сплошное стопорное кольцо с конической внутренней поверхностью; и цилиндрический стопор с резьбовой наружной поверхностью. Наружный диаметр каждого кольца в естественном состоянии больше внутреннего диаметра упомянутых резьбовых поверхностей. Свинчивание резьбовых поверхностей упомянутых корпуса и стопора обеспечивает движение упомянутых конических поверхностей друг к другу, в результате чего распорное кольцо сжимается так, что упомянутые зубцы вступают во взаимодействие с периферией трубы.The present invention generally relates to a thin locking sleeve with a solid locking ring. In one embodiment of the present invention, a stop sleeve for mounting on a downhole pipe comprises: a cylindrical body having a threaded inner surface and a tapered inner surface; a compressible spacer ring with teeth formed on its inner surface and a pair of conical outer surfaces; solid retaining ring with conical inner surface; and a cylindrical stopper with a threaded outer surface. The outer diameter of each ring in its natural state is greater than the inner diameter of said threaded surfaces. Screwing together the threaded surfaces of said body and stopper causes said conical surfaces to move towards each other, causing the spacer ring to be compressed such that said teeth engage the periphery of the pipe.

Краткое описание фигурBrief description of the figures

Чтобы приведенные выше особенности настоящего изобретения могли быть поняты в деталях, более подробное описание этого изобретения, кратко изложенное выше, может быть выполнено со ссылками на варианты осуществления настоящего изобретения, некоторые из которых проиллюстрированы на прилагаемых фигурах. Однако следует отметить, что прилагаемые фигуры иллюстрируют только приведенные для примера варианты осуществления настоящего изобретения, и поэтому не должны рассматриваться как ограничивающие его объем, поскольку изобретение может допускать другие не менее эффективные варианты осуществления настоящего изобретения.In order that the above features of the present invention may be understood in detail, the more detailed description of this invention summarized above may be made with reference to embodiments of the present invention, some of which are illustrated in the accompanying figures. However, it should be noted that the accompanying figures illustrate only exemplary embodiments of the present invention, and therefore should not be construed as limiting its scope, since the invention may allow other equally effective embodiments of the present invention.

На фиг. 1А изображен центратор, оснащенный парой тонких стопорных муфт, в соответствии с одним из вариантов осуществления настоящего изобретения. На фиг. 1В показана основная часть центратора, установленного на скважинной трубе. На фиг. 1С показана одна из приведенных для примера тонких стопорных муфт, применяемая с упругим центратором вместо (жесткого) центратора, в соответствии с другим вариантом осуществления настоящего изобретения.In fig. 1A depicts a centralizer equipped with a pair of thin locking sleeves, in accordance with one embodiment of the present invention. In fig. 1B shows the main part of a centralizer mounted on a well pipe. In fig. 1C shows one of the exemplary thin locking couplings used with a resilient centralizer instead of a (rigid) centralizer, in accordance with another embodiment of the present invention.

На фиг. 2 показано расположение приведенной для примера тонкой стопорной муфты.In fig. Figure 2 shows the location of an example thin locking sleeve.

На фиг. 3A и фиг. 3B показана установка сплошного стопорного кольца в корпус приведенной для примера тонкой стопорной муфты.In fig. 3A and FIG. Figure 3B shows the installation of a solid retaining ring into the body of an example thin retaining sleeve.

На фиг. 4А показана установка распорного кольца в корпус приведенной для примера тонкой стопорной муфты. На фиг. 4В показано ввинчивание стопора в корпус приведенной для примера тонкой стопорной муфты.In fig. Figure 4A shows the installation of a spacer ring into the body of an example thin locking coupling. In fig. Figure 4B shows the lock being screwed into the body of the example thin lock sleeve.

- 2 043638- 2 043638

На фиг. 5А показана собранная приведенная для примера тонкая стопорная муфта в свободном состоянии. На фиг. 5В и фиг. 5С показана работа системы блокировки приведенной для примера тонкой стопорной муфты.In fig. 5A shows the assembled exemplary thin locking sleeve in a free state. In fig. 5B and FIG. Figure 5C shows the operation of the locking system of the example thin locking clutch.

На фиг. 6А и фиг. 6В показана приведенная для примера тонкая стопорная муфта во взаимодействии со скважинной трубой. На фиг. 6С показана приведенная для примера тонкая стопорная муфта во взаимодействии со второй скважинной трубой большего размера.In fig. 6A and FIG. 6B shows an exemplary thin stop sleeve in engagement with a wellbore pipe. In fig. 6C shows an exemplary thin stop sleeve in engagement with a larger second downhole pipe.

На фиг. 7А показан альтернативный вариант сплошного стопорного кольца, установленного в корпус приведенной для примера тонкой стопорной муфты, согласно другому варианту осуществления настоящего изобретения. На фиг. 7В показано расширение альтернативного сплошного стопорного кольца во время взаимодействия распорного кольца со скважинной трубой.In fig. 7A shows an alternative embodiment of a solid retaining ring installed in the body of the exemplary thin retaining sleeve, in accordance with another embodiment of the present invention. In fig. 7B shows the expansion of an alternative solid retaining ring during interaction of the spacer ring with the wellbore pipe.

Подробное описаниеDetailed description

На фиг. 1А изображен центратор 1, оснащенный парой тонких стопорных муфт 2а, 2b, в соответствии с одним из вариантов осуществления настоящего изобретения. На фиг. 1В показана основная часть 3 центратора 1, установленного на скважинной трубе 4. Центратор 1 может содержать пару тонких стопорных муфт 2а, 2b, основную часть 3, радиальную опору 5 и пару осевых опор 6а, 6b. Каждая стопорная муфта 2а, 2b может быть установлена на скважинной трубе 4, такой как обсадная колонна или потайная колонна, и эти стопорные муфты могут с двух сторон охватывать основную часть 3, тем самым удерживая упомянутый центратор на скважинной трубе. Основная часть 3 может быть цилиндрической и содержать множество пластин 3b (показано четыре), образующих ее периферию и простирающихся вдоль нее винтообразно. Радиальная опора 5 может представлять собой разъемную трубу, выполненную из одного или нескольких материалов, таких как внутренний материал и внешний материал. Внутренний материал радиальной опоры 5 может представлять собой материал с высоким коэффициентом трения, а внутренний диаметр радиальной опоры в естественном состоянии может быть меньше наружного диаметра скважинной трубы 4, тем самым образуя посадку с натягом. Наружный материал радиальной опоры 5 может представлять собой материал с низким коэффициентом трения для содействия вращению скважинной трубы 4 относительно основной части 3. Внутренняя часть основной части 3 также может быть покрыта материалом с низким коэффициентом трения. Каждая осевая опора 6а, 6b может быть выполнена из материала с низким коэффициентом трения и может быть размещена между радиальной опорой 5 и соответствующей стопорной муфтой 2а, 2b или между основной частью 3 и соответствующей стопорной муфтой.In fig. 1A shows a centralizer 1 equipped with a pair of thin locking sleeves 2a, 2b, in accordance with one embodiment of the present invention. In fig. 1B shows the main part 3 of the centralizer 1 mounted on the well pipe 4. The centralizer 1 may include a pair of thin stop sleeves 2a, 2b, a main part 3, a radial support 5 and a pair of axial supports 6a, 6b. Each stop sleeve 2a, 2b may be mounted on a well pipe 4, such as a casing or a countersunk string, and the stop sleeves can surround the body 3 on both sides, thereby holding said centralizer to the well pipe. The main body 3 may be cylindrical and contain a plurality of plates 3b (four shown) forming its periphery and extending along it in a helical manner. The radial support 5 may be a split tube made of one or more materials, such as an inner material and an outer material. The internal material of the radial support 5 may be a high friction material, and the internal diameter of the radial support in the natural state may be smaller than the outer diameter of the well pipe 4, thereby forming an interference fit. The outer material of the radial support 5 may be a low friction material to facilitate rotation of the well pipe 4 relative to the body 3. The interior of the body 3 may also be coated with a low friction material. Each axial support 6a, 6b may be made of a low friction material and may be placed between the radial support 5 and a corresponding locking sleeve 2a, 2b or between the body 3 and a corresponding locking clutch.

Альтернативно радиальная опора 5 может быть неразъемной трубой. Альтернативно радиальная опора 5 может быть полностью выполнена из материала с низким коэффициентом трения.Alternatively, the radial support 5 can be a one-piece pipe. Alternatively, the radial support 5 can be made entirely of a low-friction material.

Множество центраторов 1 может быть установлено вдоль колонны скважинных труб 4, такой как обсадная колонна или потайная колонна, которые забуриваются в ствол скважины (не показан), примыкающий к нестабильному или истощенному пласту. Центраторы 1 могут располагаться вдоль участка колонны скважинных труб 4 через равные промежутки. Забуривание колонны скважинных труб 4 в ствол скважины, примыкающий к нестабильному или истощенному пласту, целесообразно при использовании бурильной колонны для предотвращения обрушения или потери бурового раствора из-за нестабильного или истощенного пласта. Колонна скважинных труб 4 может дополнительно содержать коронку для разбуривания под обсадную трубу, ввинченную в забой, и может вращаться верхним приводом в ходе бурения как непосредственно, так и посредством рабочей колонны бурильных труб, простирающейся от верхней части колонны скважинных труб 4 к верхнему приводу. В ходе бурения буровой раствор, например, буровой шлам, может закачиваться в канал колонны скважинных труб 4, выходить через коронку для разбуривания под обсадную трубу и возвращаться на поверхность через затрубное пространство, образованное между колонной скважинных труб 4 и стволом скважины. Колонна скважинных труб 4 может содержать соединения класса премиум, чтобы выдерживать крутящий момент при бурении, прилагаемый к ней верхним приводом. Колонна скважинных труб 4 может дополнительно содержать муфту с обратным клапаном, расположенную примыкающей к коронке для разбуривания под обсадную трубу, и узел развертывания, расположенный на ее верхнем конце, содержащий подвеску, пакер и одну или несколько грязесъемных пробок. После того как колонна скважинных труб 4 забурена до заданного места, может быть установлена подвеска, закачан цементный шлам в затрубное пространство и установлен пакер, таким образом устанавливая колонну скважинных труб в стволе скважины. Затем коронка для разбуривания под обсадную трубу может забуриваться для облегчения дальнейшего бурения ствола скважины до нефтегазоносного пласта, например, нефти-сырца и/или природного газа.A plurality of centralizers 1 may be installed along a string of well tubing 4, such as a casing or countersunk string, which is drilled into a wellbore (not shown) adjacent to an unstable or depleted formation. Centralizers 1 can be located along a section of the well pipe string 4 at regular intervals. Drilling a string of well tubing 4 into a wellbore adjacent to an unstable or depleted formation is advantageous when using a drill string to prevent collapse or loss of drilling fluid due to an unstable or depleted formation. The wellbore string 4 may further include a casing bit screwed into the bottom hole and may be rotated by the top drive during drilling, either directly or by means of a working drill string extending from the top of the wellbore string 4 to the top drive. During drilling, drilling fluid, such as drill cuttings, may be pumped into the bore of the wellbore string 4, exit through the casing drill bit, and return to the surface through an annulus formed between the wellbore string 4 and the wellbore. The well tubing string 4 may contain premium connections to withstand the drilling torque applied to it by the top drive. The well tubing string 4 may further comprise a coupling with a check valve located adjacent to the casing drilling bit, and a deployment unit located at its upper end containing a hanger, a packer and one or more wiper plugs. After the well tubing string 4 is drilled to a predetermined location, a hanger can be installed, cement slurry is pumped into the annulus and a packer is installed, thereby installing the well tubing string into the wellbore. The casing bit may then be drilled to facilitate further drilling of the wellbore into an oil and gas bearing formation, such as crude oil and/or natural gas.

На фиг. 1С показан приведенный для примера вариант 2 тонких стопорных муфт 2а, 2b, применяемых с упругим центратором 7 вместо (жесткого) центратора 1, в соответствии с другим вариантом осуществления настоящего изобретения. Упругий центратор 7 может содержать пару концевых муфт 9а, 9b, основную часть 8 и приведенную для примера тонкую стопорную муфту 2. Основная часть 8 может содержать пару концевых колец 8а, 8b и множество дугообразных пружин 8s, проходящих между ними. Дугообразные пружины 8s могут располагаться вокруг основной части 8 через равномерные интервалы, например, восемь дугообразных пружин, расположенных с интервалом в сорок пять градусов. Между дугообразными пружинами 8s могут быть образованы обходные пути для прохождения потока текучейIn fig. 1C shows an exemplary embodiment of 2 thin locking sleeves 2a, 2b used with an elastic centralizer 7 instead of a (rigid) centralizer 1, in accordance with another embodiment of the present invention. The resilient centralizer 7 may comprise a pair of end sleeves 9a, 9b, a main body 8 and an exemplary thin stop sleeve 2. The main body 8 may include a pair of end rings 8a, 8b and a plurality of arcuate springs 8s extending therebetween. The arc springs 8s may be arranged around the body 8 at regular intervals, for example, eight arc springs spaced at forty-five degree intervals. Between the arcuate springs 8s, bypass paths can be formed for the flow of fluid

- 3 043638 среды через кольцевое пространство, образованное между скважинной трубой 4 и стволом скважины. Дугообразные пружины 8s могут быть одинаковыми и выполнены с возможностью радиального перемещения между положением в разжатом состоянии (показано) и положением в сжатом состоянии (не показано). Дугообразные пружины 8s в разжатом состоянии могут иметь параболическую форму.- 3 043638 environment through the annular space formed between the well pipe 4 and the wellbore. The arcuate springs 8s may be identical and are radially movable between a decompressed position (shown) and a compressed position (not shown). The arc springs 8s can have a parabolic shape when uncompressed.

Основная часть 8 может удлиняться в продольном направлении при изменении разжатого состояния на сжатое состояние и сжиматься в продольном направлении при изменении сжатого состояния на разжатое состояние. Дугообразные пружины 8s могут естественным образом смещаться в сторону положения в разжатом состоянии, и диаметр центратора 7 в разжатом состоянии может соответствовать диаметру ствола скважины. Прилегание дугообразных пружин 8s к стенке ствола скважины может перемещать скважинную трубу 4 в центральное положение внутри ствола скважины, чтобы обеспечить равномерное формирование цементной оболочки вокруг скважинной трубы в ходе операции цементирования. Основная часть 8 может быть сформирована из одного листа пружинной стали путем выполнения прорезей для формирования полосок, которые станут дугообразными пружинами 8s. Основной части 8 может быть придана трубчатая форма путем сворачивания разрезанного листа и сваривания кромок концевых колец 8а, 8b. Дугообразные пружины 8s в естественном состоянии могут иметь ориентированность на разжатое состояние при удержании в нем в ходе термической обработки основной части 8.The main body 8 can be lengthened in the longitudinal direction when changing from a decompressed state to a compressed state, and compressed in the longitudinal direction when changing from a compressed state to a decompressed state. The arcuate springs 8s can naturally move toward the uncompressed position, and the diameter of the centralizer 7 in the uncompressed state can match the diameter of the wellbore. The contact of the arcuate springs 8s against the wall of the wellbore can move the wellbore 4 to a central position within the wellbore to ensure uniform formation of a cement sheath around the wellbore during the cementing operation. The main body 8 can be formed from a single sheet of spring steel by making slits to form strips that will become arcuate springs 8s. The main body 8 can be formed into a tubular shape by rolling up the cut sheet and welding the edges of the end rings 8a, 8b. The arcuate springs 8s in their natural state may be oriented toward the uncompressed state when held in it during heat treatment of the main part 8.

После формирования основной части 8 каждая концевая муфта 9а, 9b может быть вставлена в соответствующие концевые кольца 8а, 8b. Каждая концевая муфта 9а, 9b может быть выполнена так, чтобы образовать плотную посадку в концевых кольцах 8а, 8b. Затем каждая муфта 9а, 9b может быть приварена точечной сваркой к соответствующим концевым кольцам 8а, 8b. Край каждого концевого кольца 8а, 8b, выступающий за соответствующую муфту 9а, 9b, может быть разделен на множество лапок (до или после вставления муфт), и эти лапки могут быть согнуты над соответствующей муфтой, тем самым закрепляя муфты в основной части 8 (в дополнение к точечной сварке). Стопорная муфта 2 может быть расположена между концевыми муфтами 9а, 9b путем вставления через одну из прорезей между дугообразными пружинами 8s до того, как центратор 7 надевают на периферию скважинной трубы 4. Установка стопорной муфты 2 может удерживать центратор 7 в месте установки на скважинной трубе 4, обеспечивая при этом относительно нее ограниченное продольное перемещение основной части 8, чтобы сделать возможным изменение упомянутых состояний.After the main body 8 is formed, each end sleeve 9a, 9b can be inserted into the corresponding end rings 8a, 8b. Each end sleeve 9a, 9b may be configured to form a tight fit within the end rings 8a, 8b. Each coupling 9a, 9b can then be spot welded to the corresponding end rings 8a, 8b. The edge of each end ring 8a, 8b projecting beyond the corresponding sleeve 9a, 9b may be divided into a plurality of tabs (before or after insertion of the sleeves), and these tabs may be folded over the corresponding sleeve, thereby securing the sleeves in the body 8 (in addition to spot welding). The stop sleeve 2 may be positioned between the end sleeves 9a, 9b by insertion through one of the slots between the arcuate springs 8s before the centralizer 7 is placed on the periphery of the well pipe 4. Installation of the stop sleeve 2 can hold the centralizer 7 in place on the well pipe 4 , while providing relative to it limited longitudinal movement of the main part 8 to make it possible to change the mentioned states.

Альтернативно центратор 7 может содержать пару тонких стопорных муфт 2а, 2b, с двух сторон охватывающих концевые кольца 8а, 8b, вместо одной стопорной муфты 2, расположенной между ними.Alternatively, the centralizer 7 may comprise a pair of thin locking sleeves 2a, 2b surrounding the end rings 8a, 8b on both sides, instead of a single locking sleeve 2 located between them.

На фиг. 2 показано расположение приведенной для примера тонкой стопорной муфты 2. Приведенная для примера стопорная муфта 2 может содержать стопор 10, сплошное стопорное кольцо 11, распорное кольцо 12, корпус 13 и систему 14 блокировки (фиг. 5В). Каждый из компонентов 10-14 может изготавливаться из металла или сплава, например, стали. Система 14 блокировки может содержать корпус 13 с профилем 13r храповика и стопор 10 с профилем 10r храповика.In fig. 2 shows the arrangement of an exemplary thin locking sleeve 2. The exemplary locking sleeve 2 may include a stopper 10, a solid locking ring 11, a spacer ring 12, a housing 13, and a locking system 14 (FIG. 5B). Each of the components 10-14 may be made of a metal or alloy, such as steel. The locking system 14 may include a housing 13 with a ratchet profile 13r and a stopper 10 with a ratchet profile 10r.

Как показано на фиг. 3A, корпус 13 может быть цилиндрическим и содержать первую часть 13а с увеличенным внутренним диаметром для приема распорного кольца 12 и стопорного кольца 11, вторую часть 13b с уменьшенным внутренним диаметром для введения во взаимодействие с одной из осевых опор 6а, 6b, третью часть 13с с конической внутренней поверхностью, соединяющей первую и вторую части, и четвертую часть 13d, имеющую резьбовую внутреннюю поверхность 13t, частично разделенную профилем 13r храповика, проходящую от конца корпуса к первой части и имеющую храповой профиль вдоль ее части. Профиль 13r храповика может содержать ряд расположенных по окружности и простирающихся продольно фиксаторов, например, прорезей, для приема лапок профиля 10r храповика стопора 10. Внутренние диаметры первой части 13а и второй части 13b могут быть постоянными. Корпус 13 также может иметь множество сквозных отверстий, выполненных в стенке первой части 13а для облегчения сборки (обсуждается ниже). Внутренняя резьба 13t четвертой части 13d может быть предназначена для сопряжения с резьбовой поверхностью 10t стопора 10. По форме резьбы 13t, 10t могут быть резьбами ходовых винтов для введения распорного кольца 12 во взаимодействие с периферией скважинной трубы 4. Угол конуса 13g относительно оси, параллельной продольной оси скважинной трубы 4, может составлять от пяти градусов до двадцати пяти градусов.As shown in FIG. 3A, the housing 13 may be cylindrical and comprise a first part 13a with an enlarged inner diameter for receiving a spacer ring 12 and a retaining ring 11, a second part 13b with a reduced inner diameter for engagement with one of the axial supports 6a, 6b, a third part 13c c a conical inner surface connecting the first and second parts, and a fourth part 13d having a threaded inner surface 13t, partially separated by a ratchet profile 13r, extending from the end of the housing to the first part and having a ratchet profile along the part thereof. The ratchet profile 13r may comprise a number of circumferentially and longitudinally extending fasteners, for example slots, for receiving the tabs of the ratchet profile 10r of the stopper 10. The inner diameters of the first part 13a and the second part 13b can be constant. The housing 13 may also have a plurality of through holes formed in the wall of the first portion 13a to facilitate assembly (discussed below). The internal thread 13t of the fourth portion 13d may be designed to mate with the threaded surface 10t of the stopper 10. The shape of the threads 13t, 10t may be lead screw threads for introducing the spacer ring 12 into engagement with the periphery of the well pipe 4. The angle of the cone 13g relative to the axis parallel to the longitudinal axis of the well pipe 4 can range from five degrees to twenty-five degrees.

Распорное кольцо 12 может содержать центральную часть 12с с наружной поверхностью постоянного диаметра и пару рабочих частей 12w, при этом каждая рабочая часть имеет коническую наружную поверхность, отклоняющуюся от центральной части. Конусность каждой рабочей части 12w может соответствовать конусности третьей части 13с корпуса 13. Внутренняя поверхность каждой рабочей части 12w может иметь множество выполненных на ней окружных зубцов 12t (называемых насечкой). Каждый зубец 12t может иметь форму поперечного сечения, подобную прямоугольному треугольнику, а гипотенузы зубцов каждой рабочей части 12w могут иметь наклон в сторону центральной части 12с, таким образом обеспечивая двунаправленный захват скважинной трубы 4. Распорное кольцо 12 может быть разъединено (т.н. С-образная форма) для сжатия между естественным состоянием (показано) и состоянием сжатия (фиг. 6В). Наружный диаметр центральной части 12с в естественном состоянии может быть больше внутреннего диаметра резьбы 13t, 10t и приблизительно равен (плюс-минус десять процентов) внутреннему диаметру первой части 13а корпуса 13.The spacer ring 12 may include a central portion 12c with an outer surface of constant diameter and a pair of working portions 12w, each working portion having a conical outer surface deviating from the central portion. The taper of each working portion 12w may correspond to the taper of the third portion 13c of the housing 13. The inner surface of each working portion 12w may have a plurality of circumferential teeth 12t (referred to as knurling) provided thereon. Each tooth 12t may have a cross-sectional shape similar to a right triangle, and the hypotenuse of the teeth of each working portion 12w may be inclined toward the central portion 12c, thereby providing bidirectional gripping of the well pipe 4. The spacer ring 12 may be decoupled (called C -shape) to compress between the natural state (shown) and the compressed state (Fig. 6B). The outer diameter of the central part 12c in its natural state may be larger than the inner diameter of the threads 13t, 10t and approximately equal (plus or minus ten percent) to the inner diameter of the first part 13a of the body 13.

- 4 043638- 4 043638

Альтернативно распорное кольцо 12 может быть частично разрезано множеством прорезей, простирающихся в радиальном направлении через его стенку, при этом каждая прорезь проходит от одного торца распорного кольца вдоль соответствующей рабочей части 12w и центральной части 12с и заканчивается на другой рабочей части до того как достигнет другого торца скользящего кольца. Альтернативно зубцы 12t распорного кольца 12 могут иметь наклон в одном и том же направлении, таким образом обеспечивая только однонаправленный захват скважинной трубы 4, и это распорное кольцо может содержать индикатор ориентации, такой как стрелка, на его периферии, выполненный, например, наклеиванием, гравировкой или накрашиванием. Альтернативно все зубцы 12t распорного кольца 12 могут иметь наклон в сторону от центральной части.Alternatively, the spacer ring 12 may be partially cut by a plurality of slots extending radially through its wall, each slot extending from one end of the spacer ring along a respective working portion 12w and a central portion 12c and terminating at the other working portion before reaching the other end. sliding ring. Alternatively, the teeth 12t of the spacer ring 12 may be inclined in the same direction, thereby providing only unidirectional gripping of the well pipe 4, and this spacer ring may include an orientation indicator, such as an arrow, on its periphery, made, for example, by sticking, engraving or makeup. Alternatively, all of the teeth 12t of the spacer ring 12 may be inclined away from the central portion.

Сплошное стопорное кольцо 11 может содержать первую часть 11а с конической внутренней поверхностью для введения во взаимодействие с одной из рабочих частей 12w распорного кольца 12 и вторую часть 11b уменьшенного внутреннего диаметра для введения во взаимодействие с торцом стопора 10. Сплошное стопорное кольцо 11 может иметь постоянный наружный диаметр (за исключением фаски, выполненной на каждом его торце). Конусность первой части 11a может соответствовать конусности рабочих частей 12w распорного кольца 12. Под сплошным подразумевается, что стопорное кольцо имеет сплошную стенку (без прорезей) и не разъединено. Металл или сплав стопорного кольца 11 может обладать достаточной упругостью, чтобы сделать возможным упругое сжатие стопорного кольца между естественным состоянием (показано) и сжатым состоянием (фиг. 3A). Наружный диаметр стопорного кольца 11 в естественном состоянии может быть больше, чем внутренний диаметр резьбы 13t, 10t, и меньше или равен внутреннему диаметру первой части 13а корпуса 13.The solid retaining ring 11 may comprise a first portion 11a with a conical inner surface for engagement with one of the working portions 12w of the spacer ring 12 and a second portion 11b of reduced internal diameter for engagement with the end of the stopper 10. The solid retaining ring 11 may have a constant outer diameter (except for the chamfer made at each end). The taper of the first portion 11a may correspond to the taper of the working portions 12w of the spacer ring 12. By solid it is meant that the retaining ring has a solid wall (no slots) and is not separated. The metal or alloy of the retaining ring 11 may have sufficient elasticity to allow the retaining ring to be elastically compressed between a natural state (shown) and a compressed state (FIG. 3A). The outer diameter of the retaining ring 11 in the natural state may be larger than the inner diameter of the thread 13t, 10t, and less than or equal to the inner diameter of the first part 13a of the body 13.

Стопор 10 может быть цилиндрическим и содержать первую часть 10а с уменьшенным наружным диаметром и резьбой 10t, выполненной на его наружной поверхности и простирающейся от его конца, вторую часть 10b с увеличенным наружным диаметром, профиль 10r храповика, выполненный в первой части, и заплечик 10s, соединяющий первую и вторую части. Стопор 10 также может иметь множество сквозных отверстий, выполненных в стенке второй части 10b для облегчения сборки (обсуждается ниже). Внутренний диаметр резьбы 13t, 10t может быть меньше, чем внутренний диаметр первой части 13а корпуса 13.The stopper 10 may be cylindrical and comprise a first portion 10a with a reduced outer diameter and a thread 10t formed on its outer surface and extending from its end, a second portion 10b with an enlarged outer diameter, a ratchet profile 10r formed in the first portion, and a shoulder 10s. connecting the first and second parts. The stopper 10 may also have a plurality of through holes formed in the wall of the second portion 10b to facilitate assembly (discussed below). The inner diameter of the thread 13t, 10t may be smaller than the inner diameter of the first part 13a of the body 13.

Как показано на фиг. 5В и фиг. 5С, профиль 10r храповика может иметь ряд расположенных по окружности отверстий и консольные лапки, расположенные в этих отверстиях и выступающие радиально наружу, когда эти лапки выдвигаются по окружности через них. Профиль 10r храповика может располагаться рядом с резьбой 10t и между резьбой и заплечиком 10s. Профили 10r, 13r храповика могут быть выполнены так, чтобы вращение стопора 10 относительно корпуса 13 допускалось в направлении затяжки, но не допускалось в направлении его ослабления. Это является результатом того, что свободные концы лапок имеют в естественном состоянии средний диаметр, больший, чем наружный диаметр резьбовой поверхности 13t для обеспечения введения во взаимодействие упомянутых лапок с прорезями профиля 13r храповика.As shown in FIG. 5B and FIG. 5C, the ratchet profile 10r may have a series of circumferentially arranged holes and cantilever tabs positioned within those holes and projecting radially outward when the tabs are circumferentially extended through them. The 10r ratchet profile can be positioned adjacent to the 10t thread and between the thread and the 10s shoulder. The ratchet profiles 10r, 13r can be designed so that rotation of the stopper 10 relative to the housing 13 is allowed in the tightening direction, but not in the loosening direction. This results from the fact that the free ends of the tabs naturally have an average diameter larger than the outer diameter of the threaded surface 13t to engage said tabs with the slots of the ratchet profile 13r.

На фиг. 3A и фиг. 3B показана установка сплошного стопорного кольца 11 в корпус 13 приведенной для примера тонкой стопорной муфты 2. Для начала сборки стопорное кольцо 11 может быть повернуто так, чтобы его продольная ось 15с была перпендикулярна продольной оси 15h корпуса 13. Стопорное кольцо 11 может быть сжато так, чтобы часть его наружного диаметра была меньше или равна внутреннему диаметру резьбы 13t корпуса 13. Затем сжатое стопорное кольцо 11 может быть вставлено через резьбу 13t в отверстие первой части 13а корпуса 13, пока сжатое стопорное кольцо не войдет во взаимодействие с конусной третьей частью 13с корпуса. Затем сжатое стопорное кольцо 11 может быть снова повернуто, пока его продольная ось 15с не будет параллельна продольной оси 15h корпуса 13. Для такого поворота может потребоваться некоторое изгибание стопорного кольца 11. Затем после поворота на заданное место стопорное кольцо 11 может расшириться до своего естественного состояния (сжатие является исключительно упругим, а не пластичным) и скользить вдоль отверстия первой части 13а корпуса 13 до примыкания стопорного кольца к резьбе корпуса 13t.In fig. 3A and FIG. 3B shows the installation of a solid retaining ring 11 into the body 13 of the exemplary thin retaining sleeve 2. To begin assembly, the retaining ring 11 can be rotated so that its longitudinal axis 15c is perpendicular to the longitudinal axis 15h of the housing 13. The retaining ring 11 can be compressed so that so that a portion of its outer diameter is less than or equal to the inner diameter of the threads 13t of the body 13. The compressed retaining ring 11 can then be inserted through the threads 13t into the hole of the first portion 13a of the housing 13 until the compressed retaining ring engages the tapered third housing portion 13c. The compressed retaining ring 11 may then be rotated again until its longitudinal axis 15c is parallel to the longitudinal axis 15h of the housing 13. This rotation may require some bending of the retaining ring 11. Then, after being rotated into position, the retaining ring 11 may expand to its natural state (the compression is purely elastic and not plastic) and slide along the hole of the first part 13a of the body 13 until the locking ring abuts the threads of the body 13t.

Альтернативно стопорное кольцо 11 может быть вставлено в корпус 13 через его нерезьбовой конец, примыкающий ко второй секции 13b корпуса, вместо его резьбового конца, примыкающего к четвертой секции 13d корпуса. Альтернативно стопорное кольцо 11 может частично деформироваться при вставлении в корпус 13 и по меньшей мере частично восстанавливать свою первоначальную форму как до, так и во время его установки параллельно продольной оси 15h (сжатие является частично пластичным).Alternatively, the retaining ring 11 may be inserted into the housing 13 through its non-threaded end adjacent the second housing section 13b instead of its threaded end adjacent the fourth housing section 13d. Alternatively, the retaining ring 11 may be partially deformed upon insertion into the housing 13 and at least partially recover its original shape both before and during its installation parallel to the longitudinal axis 15h (compression is partially plastic).

На фиг. 4А показано введение распорного кольца 12 в корпус 13 приведенной для примера тонкой стопорной муфты 2. После установки стопорного кольца 11 надлежащим образом в корпусе 13, распорное кольцо 12 может быть повернуто так, чтобы его продольная ось 15s находилась под острым углом к продольной оси 15h корпуса 13. Затем распорное кольцо 12 может быть вставлено в нерезьбовой конец корпуса 13, примыкающий ко второй секции 13b корпуса, до прилегания не вставленного конца распорного кольца 12 к нерезьбовому концу упомянутого корпуса. Затем распорное кольцо 12 может быть сжато так, что не вставленный конец распорного кольца можно переместить скольжением под внутреннюю поверхность второй секции 13b корпуса, и затем невставленный конец распорного кольца может бытьIn fig. 4A shows the insertion of the spacer ring 12 into the housing 13 of the exemplary thin locking sleeve 2. Once the locking ring 11 is properly installed in the housing 13, the spacer ring 12 can be rotated so that its longitudinal axis 15s is at an acute angle to the longitudinal axis 15h of the housing. 13. The spacer ring 12 may then be inserted into the non-threaded end of the housing 13 adjacent the second housing section 13b until the non-inserted end of the spacer ring 12 abuts the non-threaded end of the housing. Then, the spacer ring 12 can be compressed so that the non-inserted end of the spacer ring can be slidably moved under the inner surface of the second body section 13b, and then the non-inserted end of the spacer ring can be

- 5 043638 перемещен скольжением, с поворотом распорного кольца на место, вдоль отверстия первой секции 13а корпуса с частичным введением во взаимодействие со стопорным кольцом 11 и конусной поверхностью третьей секции 13с корпуса.- 5 043638 is slidably moved, with the spacer ring rotated into place, along the opening of the first housing section 13a into partial engagement with the locking ring 11 and the tapered surface of the third housing section 13c.

На фиг. 4В показано ввинчивание стопора 10 в корпус 13 приведенной для примера тонкой стопорной муфты 2. Как только распорное кольцо 12 расположено надлежащим образом в корпусе 13, резьба 10t стопора 10 может вступать во взаимодействие с резьбой 13t корпуса. Первую многогранную штангу 16а можно вставить в одно из отверстий второй секции 13b корпуса, а вторую многогранную штангу 16b можно вставить в одно из отверстий второй секции 10b стопора. Используя многогранные штанги 16а, и 16b, стопор 10 можно вращать относительно корпуса 13 в направлении затяжки, таким образом продвигая стопор в направлении корпуса до примыкания резьбового конца стопора к стопорному кольцу 11 и начала введения во взаимодействие профиля 10r храповика стопора с профилем 13r храповика корпуса 13, тем самым приводя приведенную для примера тонкую стопорную муфту 2 в расцепленное состояние.In fig. 4B shows the lock 10 being screwed into the body 13 of the exemplary thin lock collar 2. Once the spacer ring 12 is properly positioned in the body 13, the threads 10t of the lock 10 can engage the threads 13t of the body. The first multi-faceted rod 16a can be inserted into one of the holes of the second body section 13b, and the second multi-faceted rod 16b can be inserted into one of the holes of the second stopper section 10b. Using multi-faceted rods 16a, and 16b, the stopper 10 can be rotated relative to the housing 13 in the tightening direction, thus moving the stopper in the direction of the housing until the threaded end of the stopper abuts the locking ring 11 and the stopper ratchet profile 10r begins to engage with the ratchet profile 13r of the housing 13 , thereby bringing the example thin locking clutch 2 into a disengaged state.

На фиг. 5А показана собранная приведенная для примера компактная стопорная муфта 2 в свободном состоянии. Многогранные штанги 16а, 16b могут быть сняты, и затем расцепленная стопорная муфта 2 может быть скольжением перемещена по скважинной трубе 4 до вхождения нерезьбового конца корпуса 13 во взаимодействие с одной из осевых опор 6а, 6b.In fig. 5A shows the assembled exemplary compact locking clutch 2 in a free state. The multifaceted rods 16a, 16b can be removed, and then the disengaged locking sleeve 2 can be slidably moved along the well pipe 4 until the unthreaded end of the housing 13 engages one of the axial supports 6a, 6b.

На фиг. 6А и фиг. 6В показана приведенная для примера тонкая стопорная муфта 2, введенная во взаимодействие со скважинной трубой 4. После того как расцепленная стопорная муфта 2 установлена вдоль скважинной трубы 4, многогранные штанги 16а, 16b могут быть снова вставлены, и стопор 10 может быть повернут дополнительно относительно корпуса 13 в направлении затяжки, таким образом продвигая стопор далее в корпус. Во время продолжающегося вращения стопора 10 относительно корпуса 13 резьбовой конец стопора может вступать во взаимодействие с неконусным концом стопорного кольца 11 и может двигать стопорное кольцо в направлении распорного кольца 12. Во время продолжающегося вращения стопора 10 относительно корпуса 13 коническая первая часть 11a стопорного кольца 11 может скольжением перемещаться по смежной рабочей части 12w распорного кольца 12, пока их сопрягаемые конические поверхности не вступят во взаимодействие, таким образом приводя его дальнюю торцевую поверхность во взаимодействие с сопрягаемой конической поверхностью третьей части 13с корпуса. Во время продолжающегося вращения стопора 10 относительно корпуса 13 коническая первая часть 11а стопорного кольца 11 может продолжать перемещаться скольжением по смежной рабочей части 12w распорного кольца 12, и продвижение распорного кольца вдоль конической внутренней поверхности третьей части 13с корпуса может продолжаться, таким образом радиально сжимая распорное кольцо 12 по направлению к периферии скважинной трубы 4. Радиальное сжатие распорного кольца 12 может продолжаться, пока его зубцы 12t не войдут во взаимодействие и не проникнут в периферию скважинной трубы 4, таким образом закрепляя стопорную муфту 2 в продольном направлении и относительно кручения на скважинной трубе.In fig. 6A and FIG. 6B shows an exemplary thin stop collar 2 engaged with the well pipe 4. Once the disengaged stop collar 2 is installed along the well pipe 4, the multi-faceted rods 16a, 16b can be reinserted and the stopper 10 can be rotated further relative to the housing. 13 in the direction of tightening, thus moving the stopper further into the body. As the stopper 10 continues to rotate relative to the body 13, the threaded end of the stopper may engage the non-tapered end of the retaining ring 11 and may move the retaining ring toward the spacer ring 12. During the continued rotation of the stopper 10 relative to the housing 13, the tapered first portion 11a of the retaining ring 11 may slide along the adjacent working portion 12w of the spacer ring 12 until their mating conical surfaces engage, thereby bringing its distal end surface into interaction with the mating conical surface of the third housing portion 13c. As the stopper 10 continues to rotate relative to the housing 13, the conical first portion 11a of the locking ring 11 may continue to slide along the adjacent working portion 12w of the spacer ring 12, and the advancement of the spacer ring along the conical inner surface of the third housing portion 13c may continue, thereby radially compressing the spacer ring. 12 towards the periphery of the well pipe 4. The radial compression of the spacer ring 12 may continue until its teeth 12t engage and penetrate the periphery of the well pipe 4, thereby securing the locking collar 2 longitudinally and torsionally to the well pipe.

Также во время продолжения вращения стопора 10 относительно корпуса 13 лапки профиля 10r храповика могут вступать во взаимодействие с прорезями профиля 13r храповика. Поскольку стопор 10 вращается в направлении затяжки, то сопряженный конец каждой лапки может входить в соответствующую прорезь и выходить из нее перед свободным концом лапки, тем самым позволяя стенкам прорези сжимать эту лапку так, чтобы вращение в направлении затяжки не было затруднено. Работа системы 14 блокировки препятствует вращению стопора 10 в направлении ослабления при развертывании центратора 1, что может быть вызвано вибрацией. Может присутствовать некоторый приемлемый люфт, пока профили 10r, 13r храповиков не вступят во взаимодействие в зависимости от взаимного расположения стопора 10 и корпуса 13 при полном введении во взаимодействие распорного кольца 12.Also, as the stopper 10 continues to rotate relative to the body 13, the tabs of the ratchet profile 10r may interact with the slots of the ratchet profile 13r. Since the stopper 10 rotates in the tightening direction, the mating end of each tab can enter and exit the corresponding slot before the free end of the tab, thereby allowing the walls of the slot to compress the tab so that rotation in the tightening direction is not impeded. The operation of the locking system 14 prevents the stopper 10 from rotating in the loosening direction when the centralizer 1 is deployed, which may be caused by vibration. There may be some acceptable play until the ratchet profiles 10r, 13r engage, depending on the relative position of the stopper 10 and the housing 13 when the spacer ring 12 is fully engaged.

Альтернативно стопорную муфту 2 можно установить на скважинной трубе 4 со стопором 10, расположенным рядом с одной из осевых опор 6а, 6b, вместо корпуса 13, расположенного рядом с ним.Alternatively, the stop sleeve 2 can be installed on the well pipe 4 with the stopper 10 located adjacent to one of the axial supports 6a, 6b, instead of the housing 13 located adjacent to it.

Преимущественно, применение сплошного стопорного кольца 11 вместо разъединенного или прорезного стопорного кольца обеспечивает более прочную стопорную муфту 2, поскольку стопорное кольцо служит усиливающим элементом при кольцевых напряжениях, тем самым усиливая более тонкую первую часть 13а корпуса 13. Радиальный зазор, который неизбежно имелся бы в результате использования разъединенного стопорного кольца, устраняется. В состоянии, когда стопорная муфта 2 введена во взаимодействие, стопорное кольцо 11 может нагружаться преимущественно или исключительно в упругом диапазоне, так что эквивалентное растягивающее напряжение будет меньше предела текучести материала стопорного кольца или равно ему.Advantageously, the use of a solid retaining ring 11 instead of a split or slotted retaining ring provides a stronger retaining sleeve 2 since the retaining ring serves as a reinforcing element under hoop stresses, thereby strengthening the thinner first portion 13a of the body 13. The radial clearance that would inevitably result using a disconnected retaining ring is eliminated. In the state where the locking sleeve 2 is engaged, the locking ring 11 may be loaded predominantly or exclusively in the elastic range, so that the equivalent tensile stress is less than or equal to the yield strength of the locking ring material.

На фиг. 6С показана приведенная для примера тонкая стопорная муфта 2, введенная во взаимодействие со второй скважинной трубой 17 большего размера. Стопорная муфта 2 может учитывать варьирование размеров скважинных труб 4, 17, так что на фиг. 6В показан максимальный зазор между наружной поверхностью скважинной трубы 4 и внутренним диаметром второй секции 13b корпуса, применяемого с ней, а на фиг. 6С показан минимальный зазор между наружной поверхностью второй скважинной трубы 17 и внутренним диаметром второй секции 13b корпуса, применяемого с ней.In fig. 6C shows an exemplary thin stop sleeve 2 engaged with a larger second downhole pipe 17. The stop sleeve 2 can take into account variations in the dimensions of the well pipes 4, 17, so that in FIG. 6B shows the maximum clearance between the outer surface of the well pipe 4 and the inner diameter of the second housing section 13b used therewith, and FIG. 6C shows the minimum clearance between the outer surface of the second well pipe 17 and the inner diameter of the second housing section 13b used therewith.

На фиг. 7А показан альтернативный вариант сплошного стопорного кольца 18, вставленного в корпус 13 приведенной для примера тонкой стопорной муфты, согласно другому варианту осуществленияIn fig. 7A shows an alternative embodiment of a solid retaining ring 18 inserted into the body 13 of the exemplary thin retaining sleeve, according to another embodiment.

- 6 043638 настоящего изобретения. Альтернативное стопорное кольцо 18 может заменить стопорное кольцо 11, таким образом образуя альтернативную приведенную для примера стопорную муфту. Эта альтернативная приведенная для примера стопорная муфта может содержать стопор 10, альтернативное сплошное стопорное кольцо 18, распорное кольцо 12, корпус 13 и систему 14 блокировки (фиг. 5В). Альтернативное стопорное кольцо 18 может иметь меньший наружный диаметр, чем стопорное кольцо 11, таким образом образуя зазор 19 между его наружной поверхностью и внутренней поверхностью первой части 13а корпуса 13. Для наглядности величина зазора 19 и степень расширения, показанные на фиг. 7В, могут быть преувеличены. За исключением меньшего наружного диаметра, альтернативное стопорное кольцо 18 может быть аналогичным или идентичным стопорному кольцу 11. Уменьшенный наружный диаметр альтернативного стопорного кольца 18 может быть больше, чем внутренний диаметр резьбы 13t, и резьбы 10t, и меньше внутреннего диаметра первой части 13а корпуса 13, в частности, меньше или равен девяноста девяти процентам, девяноста восьми процентам, девяноста семи процентам, девяноста шести процентам, девяноста пяти процентам, девяноста четырем процентам, девяноста трем процентам, девяноста двум процентам, девяноста одному проценту или девяноста процентам внутреннего диаметра первой части 13а корпуса 13.- 6 043638 of the present invention. An alternative circlip 18 may replace the circlip 11, thereby forming an alternative exemplified circlip. This alternative exemplary locking sleeve may include a stopper 10, an alternative solid locking ring 18, a spacer ring 12, a housing 13, and a locking system 14 (FIG. 5B). The alternative retaining ring 18 may have a smaller outer diameter than the retaining ring 11, thereby defining a gap 19 between its outer surface and the inner surface of the first portion 13a of the housing 13. For clarity, the size of the gap 19 and the degree of expansion shown in FIG. 7B may be exaggerated. Except for the smaller outer diameter, the alternative retaining ring 18 may be similar or identical to the retaining ring 11. The reduced outer diameter of the alternative retaining ring 18 may be larger than the internal diameter of the threads 13t, and threads 10t, and smaller than the internal diameter of the first portion 13a of the housing 13. in particular, less than or equal to ninety-nine percent, ninety-eight percent, ninety-seven percent, ninety-six percent, ninety-five percent, ninety-four percent, ninety-three percent, ninety-two percent, ninety-one percent, or ninety percent of the inner diameter of the first housing portion 13a 13.

Альтернативно уменьшенный наружный диаметр альтернативного стопорного кольца 18 может быть больше, чем внутренний диаметр резьбы 13t, и резьбы 10t, и меньше или равен наружному диаметру резьбы 13t, и резьбы 10t.Alternatively, the reduced outer diameter of the alternative retaining ring 18 may be greater than the inner diameter of the threads 13t and the 10t threads and less than or equal to the outer diameter of the threads 13t and the 10t threads.

На фиг. 7В показано расширение альтернативного сплошного стопорного кольца 18 при введении во взаимодействие распорного кольца 12 со скважинной трубой 4. Естественное состояние альтернативного сплошного стопорного кольца 18 показано пунктиром. Во время продолжающегося вращения стопора 10 относительно корпуса 13 резьбовой конец упомянутого стопора может входить во взаимодействие с неконусным концом упомянутого альтернативного сплошного стопорного кольца 18 и двигать стопорное кольцо в направлении распорного кольца 12. Во время продолжающегося вращения стопора 10 относительно корпуса 13 коническая первая часть стопорного кольца 18 может скольжением перемещаться по смежной рабочей части 12w распорного кольца 12, пока его сопрягаемые конические поверхности не вступят во взаимодействие, таким образом приводя его дальнюю торцевую поверхность во взаимодействие с сопрягаемой конической поверхностью третьей части 13с корпуса. Во время продолжающегося вращения стопора 10 относительно корпуса 13 коническая первая часть стопорного кольца 18 может продолжать перемещаться скольжением по смежной рабочей части 12w распорного кольца 12, и продвижение распорного кольца вдоль конической внутренней поверхности третьей части 13с корпуса может продолжаться, таким образом радиально сжимая распорное кольцо 12 по направлению к периферии скважинной трубы 4 и радиально расширяя стопорное кольцо 18. Радиальное сжатие распорного кольца 12 может продолжаться, пока его зубцы 12t не вступят во взаимодействие и не проникнут в периферию скважинной трубы 4, таким образом закрепляя альтернативную стопорную муфту в продольном направлении и по отношению к кручению на скважинной трубе.In fig. 7B shows the expansion of the alternative solid retaining ring 18 upon engagement of the spacer ring 12 with the well pipe 4. The natural state of the alternative solid retaining ring 18 is shown in dotted lines. During continued rotation of stopper 10 relative to body 13, the threaded end of said stopper may engage the non-tapered end of said alternative solid retaining ring 18 and move the retaining ring toward spacer ring 12. During continued rotation of stopper 10 relative to housing 13, the tapered first portion of the retaining ring 18 can slide along the adjacent working portion 12w of the spacer ring 12 until its mating conical surfaces engage, thereby bringing its distal end surface into engagement with the mating conical surface of the third housing portion 13c. As the stopper 10 continues to rotate relative to the housing 13, the conical first portion of the retaining ring 18 may continue to slide along the adjacent working portion 12w of the spacer ring 12, and the advancement of the spacer ring along the conical inner surface of the third housing portion 13c may continue, thereby radially compressing the spacer ring 12 towards the periphery of the well pipe 4 and radially expanding the lock ring 18. The radial compression of the spacer ring 12 can continue until its teeth 12t interact and penetrate the periphery of the well pipe 4, thereby securing the alternative lock sleeve in the longitudinal direction and along in relation to torsion on the well pipe.

Преимущественно, радиальное расширение альтернативного сплошного стопорного кольца 18 добавляет предварительную нагрузку или деформацию в альтернативную стопорную муфту. Стопорное кольцо 18 может действовать как кольцевая пружина, таким образом обеспечивая сохранение распорным кольцом 12 своего захвата на упомянутой трубе 4. Стопорное кольцо 18 может даже расширяться сверх своего предела текучести, таким образом обеспечивая деформационное упрочнение этого стопорного кольца.Advantageously, the radial expansion of the alternative solid retaining ring 18 adds preload or deformation to the alternative retaining sleeve. The retaining ring 18 may act as an annular spring, thereby causing the spacer ring 12 to maintain its grip on said pipe 4. The retaining ring 18 may even expand beyond its yield strength, thereby strain-hardening the retaining ring.

Хотя вышеизложенное относится к вариантам осуществления настоящего изобретения, могут быть разработаны другие и дополнительные варианты осуществления настоящего изобретения без отступления от его основного объема, и этот объем изобретения определяется формулой изобретения, приведенной ниже.Although the foregoing relates to embodiments of the present invention, other and additional embodiments of the present invention may be developed without departing from its basic scope, which scope of the invention is defined by the claims below.

--

Claims

CLAIM

1. A locking coupling for installation on a well pipe, containing:

a cylindrical body having a threaded inner surface and a conical inner surface;

a compressible spacer ring with teeth formed on its inner surface and a pair of conical outer surfaces;

retaining ring with conical inner surface; and a cylindrical stopper with a threaded outer surface, wherein:

the outer diameter of each ring in its natural state is greater than the inner diameter of said threaded surfaces, screwing together the threaded surfaces of the body and stopper causes the said conical surfaces to move towards each other, thereby compressing the spacer ring so that said teeth interact with the periphery of the pipe, and the retainer ring is solid, with a solid wall, without slots and not separated.

2. A locking coupling according to claim 1, characterized in that the solid locking ring is made of an elastic material to allow its elastic compression.

3. The locking coupling according to claim 1, characterized in that the spacer ring is disconnected.

4. The locking coupling according to claim 1, characterized in that the conical surfaces have corresponding angles relative to the longitudinal axis of the pipe, and each of these angles ranges from five degrees to twenty-five degrees.

5. Locking coupling according to claim 1, characterized in that:

The spacer ring has a central part with an outer surface of constant diameter and a pair of working parts, each working part contains one of the conical outer surfaces deviating from the central part, and each working part has several teeth.

6. The locking coupling according to claim 1, additionally containing a locking system that ensures the prevention of unscrewing of the threaded surfaces of the housing and the stopper.

7. Locking clutch according to claim 6, characterized in that the locking system contains:

a ratchet profile formed in the stopper adjacent its threaded surface, and a ratchet profile formed in the body so that it can engage with the stopper ratchet profile when the threaded surfaces of the stopper and the body are screwed together.

8. The locking coupling according to claim 7, characterized in that the body ratchet profile is a plurality of through slots made in the body wall and partially separating said threaded inner surface.

9. Locking coupling according to claim 1, characterized in that:

said body having a first portion with a constant inner diameter for receiving said retaining ring, a gap being formed between the outer surface of said retaining ring in its natural state and the inner surface of said first portion of said housing.

10. The locking coupling according to claim 9, characterized in that the outer diameter of said locking ring in its natural state is less than or equal to 95% of the inner diameter of said first part of said body.

11. A locking coupling according to claim 9, characterized in that the outer diameter of said locking ring in its natural state is less than or equal to the outer diameter of said threaded surfaces.

12. Centralizer containing:

a main part having a plurality of plates forming its periphery; and a pair of locking couplings according to claim 1 for installing the main part of the centralizer on the well pipe.

13. Centralizer containing:

a main part having a plurality of arcuate springs forming its periphery; and a locking coupling according to claim 1 for installing the main part of the centralizer on the well pipe with the locking coupling located between the ends of the main part of the centralizer.

14. A method for assembling a locking coupling according to claim 1, including:

turning the solid retaining ring so that its longitudinal axis is perpendicular to the longitudinal axis of the body;

compressing said solid retaining ring and installing the compressed retaining ring through an inner surface of the housing; and after installation, turning said locking ring until its longitudinal axis is

-