RU2015303C1

RU2015303C1 - Device for pulling the equipment from wellhead of oil well

Info

Publication number: RU2015303C1
Application number: SU914895188A
Authority: RU
Inventors: Оуэн Роуз Джеффри
Original assignee: Хомко Интернэшнл Инк.
Priority date: 1989-08-03
Filing date: 1991-04-02
Publication date: 1994-06-30

Abstract

FIELD: oil producing industry. SUBSTANCE: device has several articulated catching levers. Device is made to install on equipment head of wellhead. Force applied to tool for its lifting from equipment head of wellhead may be used for actuation of levers to engage outer surface of equipment head of wellhead and to prevent separation of device from equipment head of wellhead. EFFECT: higher efficiency. 6 cl, 8 dwg

Description

Изобретение относится к нефтяной промышленности, а именно к устройствам для извлечения оборудования из устья нефтяной скважины. The invention relates to the oil industry, and in particular to devices for extracting equipment from the mouth of an oil well.

В открытом море, когда одно место эксплуатации должно быть оставлено и буровая установка транспортирована в другое место, оборудование устья скважины и по крайней мере девять футов (три метра) обсадных труб, лежащих ниже дна моря, должны быть извлечены. On the high seas, when one operating site is to be abandoned and the rig is transported to another location, wellhead equipment and at least nine feet (three meters) of casing below the bottom of the sea must be removed.

Обычно устройства для извлечения оборудования устья скважины конструируются с возможностью размещения в оборудовании устья скважины и обсадной трубе и блокирования на внутренней резьбе внутри оборудования устья скважины. После того, как обсадная труба отрезана режущим механизмом, расположенным ниже устройства, устройство используется для извлечения оборудования устья скважины, где устройство взаимодействует с оборудованием устья скважины внутри. Typically, wellhead equipment retrieval devices are designed to be positioned within the wellhead and casing and blocked on the internal thread inside the wellhead equipment. After the casing is cut off by a cutting mechanism located below the device, the device is used to extract the wellhead equipment, where the device interacts with the wellhead equipment inside.

Один из основных недостатков этого предшествующего устройства в том, что оно наносит, как считается, внутреннее повреждение оборудованию устья скважин [1-3]. One of the main disadvantages of this previous device is that it is believed to cause internal damage to wellhead equipment [1-3].

В соответствии с настоящим изобретением устройство для извлечения оборудования устья скважины содержит корпус, средство замка и возбудитель средства замка, причем устройство таково, что когда к устройству приложена сила для отделения его от оборудования устья скважины, возбудитель принуждает средство замка взаимодействовать с наружным профилем оборудования устья скважины так, что устройство остается в зацеплении с оборудованием устья скважины. In accordance with the present invention, a device for extracting wellhead equipment comprises a housing, a locking means and a locking means exciter, the device being such that when a force is applied to the device to separate it from the wellhead equipment, the activating device causes the locking means to interact with the external profile of the wellhead equipment so that the device remains engaged with the wellhead equipment.

Устройство также содержит вал, который проходит через корпус, может вращаться относительно корпуса так, что вал способен нести режущий механизм. The device also includes a shaft that passes through the housing, can rotate relative to the housing so that the shaft is able to carry a cutting mechanism.

Изобретение устраняет проблемы и недостатки предшествующего устройства, благодаря созданию возможности устройству взаимодействовать с наружным профилем оборудования устья скважины в противоположность взаимодействию внутри оборудования устья скважины. The invention eliminates the problems and disadvantages of the previous device, by creating the ability of the device to interact with the external profile of the wellhead equipment as opposed to the interaction within the wellhead equipment.

Средство замка содержит рычаг зацепления, который может шарнирно поворачиваться между отцепленным положением, при котором рычаг зацепления отцеплен от наружного профиля оборудования устья скважины, и сцепленным положением, при котором рычаг зацепления сцеплен с наружным профилем оборудования устья скважины. Средство замка также содержит средство смещения для смещения рычага зацепления в расцепленное положение. The lock means comprises an engagement lever that can pivotally between an uncoupled position in which the engagement lever is disengaged from the outer profile of the wellhead equipment and an engaged position in which the engagement lever engages with the outer profile of the wellhead equipment. The lock means also comprises biasing means for biasing the engagement lever into the disengaged position.

В предпочтительном варианте реализации возбудитель содержит квадратный заплечик, который взаимодействует с рычагом зацепления, когда возбуждается для шарнирного вращения рычага под действием средства смещения в сцепленное положение. Альтернативно возбудитель может содержать ползун вместо квадратного заплечика. In a preferred embodiment, the pathogen comprises a square shoulder that interacts with the engagement lever when it is driven to articulate rotation of the lever by the biasing means in an engaged position. Alternatively, the pathogen may contain a slider instead of a square shoulder.

Режущий механизм, соединенный с валом, является обычной фрезой радиального действия. В одном примере изобретения фреза приводится в действие, когда к устройству приложена сила для вытягивания оборудования устья скважины из скважины, т.е. оборудование (обсадная труба) устья скважины разрезается в "растяжении". Однако, во втором примере фреза приводится в действие, когда к устройству приложена сила, чтобы толкать устройство в сторону оборудования устья скважины, т.е. когда оборудование (обсадная труба) устья скважины разрешается в "сжатии". The cutting mechanism connected to the shaft is a conventional radial cutter. In one example of the invention, the milling cutter is activated when a force is applied to the device to pull the wellhead equipment from the well, i.e. equipment (casing) of the wellhead is cut in "tension". However, in the second example, the milling cutter is activated when a force is applied to the device to push the device towards the wellhead equipment, i.e. when the equipment (casing) of the wellhead is allowed to "compress".

В предпочитаемом варианте реализации устройство также содержит средство отцепления для предотвращения возбуждения возбудителя средства замка и обеспечения возможности устройству вытягивать оборудование устья скважины, если сила тяги, приложенная к устройству, недостаточна для извлечения оборудования устья скважины. В одном примере средство расцепления содержит замок, который может зацепляться для предотвращения возбуждения возбудителя, чтобы обеспечить силу, приложенную к устройству в направлении в сторону из устья скважины, которая не возбуждает возбудитель. Во втором примере средство расцепления содержит замок и взаимодействующую выемку, которая может быть несоосно выравненной, чтобы предотвращать возбуждение возбудителя. In a preferred embodiment, the device also comprises disengaging means to prevent the exciter of the locking means from being excited and to allow the device to draw wellhead equipment if the traction force applied to the device is insufficient to remove the wellhead equipment. In one example, the disengaging means comprises a lock that can engage to prevent excitation of the pathogen to provide a force exerted on the device toward the side of the wellhead that does not excite the pathogen. In a second example, the disengaging means comprises a lock and an interacting recess, which may be misaligned to prevent excitation of the pathogen.

В одном примере режущий механизм используется совместно с обычным морским вертлюгом, соединенным с валом, для обеспечения возможности валу вращаться в кожухе, когда средство замка остается неподвижным относительно оборудования устья скважины. Во втором примере устройство содержит подшипники для обеспечения валу возможности вращаться в кожухе, когда средство замка остается неподвижным относительно оборудования устья скважины. In one example, a cutting mechanism is used in conjunction with a conventional marine swivel coupled to a shaft to enable the shaft to rotate in the housing when the locking means remains stationary relative to the wellhead equipment. In a second example, the device comprises bearings to enable the shaft to rotate in the housing when the locking means remains stationary relative to the wellhead equipment.

На фиг. 1 изображено устройство для извлечения оборудования устья скважины; на фиг.2 - разрез А-А на фиг.1; на фиг.3 - разрез Б-Б на фиг.1; на фиг.4 - разрез В-В на фиг.1; на фиг.5 - то же, что на фиг.1, вариант; на фиг. 6 - средства сцепления и расцепления; на фиг.7 - разрез Г-Г на фиг.6; на фиг.8 - схема предлагаемого устройства при использовании. In FIG. 1 shows a device for extracting wellhead equipment; figure 2 is a section aa in figure 1; figure 3 is a section bB in figure 1; figure 4 is a section bb in figure 1; figure 5 is the same as in figure 1, an option; in FIG. 6 - means of coupling and disengagement; in Fig.7 is a section GG in Fig.6; on Fig is a diagram of the proposed device when used.

На фиг.1 показаны головка 1 оборудования устья скважины и инструмент 2 для извлечения оборудования устья скважины, который соединен с головкой 1 оборудования устья скважины посредством трех зацепляющих рычагов 3 (из которых показан только один). Зацепляющий рычаг 3 соединяется с наружным профилем 4 головки 1 оборудования устья скважины. Figure 1 shows the head 1 of the equipment of the wellhead and a tool 2 for extracting equipment of the wellhead, which is connected to the head 1 of the equipment of the wellhead by means of three engaging levers 3 (of which only one is shown). The engaging lever 3 is connected to the outer profile 4 of the head 1 of the wellhead equipment.

Зацепляющие рычаги 3 смонтированы в защитной юбке 5 посредством шарнира 6. Шарнир 6 дает возможность зацепляющим рычагам 3 шарнирно поворачиваться из сцепленного положения, при котором они сцепляются с головкой 1 оборудования устья скважины, в расцепленное положение (фиг.1). Зацепляющий рычаг 3 смещается в сторону расцепленного положения посредством спиральной пружины 50. The engaging levers 3 are mounted in the protective skirt 5 by means of a hinge 6. The hinge 6 allows the engaging levers 3 to pivotally rotate from the engaged position, in which they engage with the head 1 of the wellhead equipment in the disengaged position (FIG. 1). The engaging lever 3 is biased toward the disengaged position by means of a coil spring 50.

Наверху защитной юбки 5 и над зацепляющим рычагом 3 смонтирован верхний кожух 7. Юбка 5 привинчена болтами к верхнему кожуху 7 и отделена от верхнего кожуха несколькими прокладками (не показаны), расположенными по периферии вокруг инструмента 2 между смежными рычагами 3. На верхнем конце верхнего кожуха 7 находится охватываемая секция 8 разъединяемого соединителя. Соответствующая охватывающая секция 9 разъединяемого соединителя образует часть верхнего кожуха 10 вала. The upper casing 7 is mounted on top of the protective skirt 5 and above the engaging lever 3. The skirt 5 is bolted to the upper casing 7 and is separated from the upper casing by several gaskets (not shown) located on the periphery around the tool 2 between adjacent levers 3. At the upper end of the upper casing 7 is a male section 8 of a releasable connector. The corresponding female section 9 of the releasable connector forms part of the upper shaft housing 10.

Охватывающая секция 9 (фиг.3) разъединяемого соединителя имеет две охватывающие взаимодействующие секции 19, которые взаимодействуют с двумя охватываемыми взаимодействующими секциями 12 (фиг.4) для соединения с возможностью разъединения верхнего кожуха 10 вала с верхним кожухом 7. Охватываемые взаимодействующие секции 12, каждая, содержат заплечик 13 и доступ (вход) 14. Заплечик 13 ограничивает относительное вращательное движение между охватывающими взаимодействующими секциями 19 и охватываемыми взаимодействующими секциями 12 после того, как охватывающие взаимодействующие секции 19 вставлены в доступ 14 в охватываемых секциях 12. The male section 9 (FIG. 3) of the releasable connector has two female interacting sections 19 that cooperate with two male interacting sections 12 (FIG. 4) for releasably connecting the upper shaft housing 10 with the upper housing 7. The male interacting sections 12, each contain a shoulder 13 and access (entrance) 14. The shoulder 13 restricts the relative rotational movement between the female interacting sections 19 and the male interacting sections 12 after oh atyvayuschie interacting section 19 inserted into the access covered by the sections 14, 12.

Каждая из охватывающих взаимодействующих секций 19 располагается диаметрально противоположно друг другу и разнесена под углами 100^о так, что каждая охватывающая взаимодействующая секция 19 охватывает угол 80^о. Аналогичным образом (фиг. 4) охватываемые взаимодействующие секции 12 расположены диаметрально противоположно друг против друга и разнесены под углом 85^о так, что каждая охватываемая взаимодействующая секция 12 охватывает угол 95^о. Угол, охватываемый каждой охватываемой взаимодействующей секцией 12 от доступа 14 до стопорного заплечика 13 составляет 80^о. Поэтому, когда охватываемая секция 8 полностью окружена охватывающей секцией 9, охватывающие взаимодействующие секции 19 полностью перекрывают охватываемые взаимодействующие секции 12 и запираются между доступом 14 и стопорным заплечиком 13.Each of the female interacting sections 19 is diametrically opposed to each other and spaced at angles of 100 ^about so that each female interacting section 19 covers an angle of 80 ^about . Similarly (FIG. 4) covered by interacting section 12 located diametrically opposite each other and are spaced at an angle ^of 85 so that each male cooperating section 12 covers an angle ^of 95. The angle covered by each covered interacting section 12 from access 14 to the locking shoulder 13 is 80 ^about . Therefore, when the male section 8 is completely surrounded by the female section 9, the female interacting sections 19 completely overlap the male interactive sections 12 and are locked between the access 14 and the locking shoulder 13.

На валу 11 смонтирован квадратный заплечик 15, который смонтирован на валу 11 с помощью подшипников 16. Подшипники 16 могут быть бронзовыми подшипниковыми вкладышами или альтернативно - радиальными заливными подшипниками. Квадратный заплечик 15 соединен с нижним кожухом 17 вала посредством набора бронзовых упорных подшипников 18. Бронзовые упорные подшипники 18 и подшипники 16 обеспечивают возможность нижнему кожуху 17 вала и валу 11 вращаться относительно квадратного заплечика 15 так, что квадратный заплечик 15 остается неподвижным относительно зацепляющих рычагов 3, защитной юбки 5 и верхнего кожуха 7, когда верхний кожух 7 не соединен с верхним кожухом 10 вала посредством разъединительного соединителя. A square shoulder 15 is mounted on the shaft 11, which is mounted on the shaft 11 using bearings 16. The bearings 16 may be bronze bearing shells or alternatively radial bearings. The square shoulder 15 is connected to the lower shaft casing 17 by means of a set of bronze thrust bearings 18. The bronze thrust bearings 18 and bearings 16 allow the lower shaft casing 17 and the shaft 11 to rotate relative to the square shoulder 15 so that the square shoulder 15 remains stationary relative to the engaging levers 3, the protective skirt 5 and the upper casing 7 when the upper casing 7 is not connected to the upper casing 10 of the shaft by means of a disconnecting connector.

Верхний кожух 10 вала и нижний кожух 17 вала соединены с валом 11 посредством режущих устройств 20 без заднего хода и с двойным креплением (фиг. 2). The upper shaft cover 10 and the lower shaft cover 17 are connected to the shaft 11 by means of cutting devices 20 without reverse gear and with double fastening (Fig. 2).

Устройство 20 содержит две секции 21, 22 и крепежную шпильку 30, которые помещаются в сквозном отверстии 23 в нижнем кожухе 17 вала. Секция 21 имеет резьбовую секцию 24 шпильки, которая ввинчивается в отверстие 25 с квадратной резьбой в секции 22. The device 20 contains two sections 21, 22 and a mounting pin 30, which are placed in the through hole 23 in the lower casing 17 of the shaft. Section 21 has a threaded section 24 of the stud, which is screwed into the hole 25 with a square thread in section 22.

Каждое режущее устройство 20 входит в контакт с выемкой 26 (фиг.1, 2), образованной в валу 11. Это обеспечивает условие, что кожухи 10, 17 вала вращаются с валом 11, когда вал 11 вращается. Так как режущее устройство имеет двойное крепление, то имеется очень незначительная вероятность, что какой-либо кожух 10 или 17 вала отсоединится от вала 11. Each cutting device 20 makes contact with a recess 26 (FIGS. 1, 2) formed in the shaft 11. This ensures that the shaft housings 10, 17 rotate with the shaft 11 when the shaft 11 rotates. Since the cutting device has double fastening, there is very little chance that any shaft cover 10 or 17 will detach from the shaft 11.

При использовании верхний кожух 10 вала соединяется с верхним кожухом 7 посредством схватываемых и охватывающих секций 8, 9 разъемного соединителя. Инструмент 2 извлечения оборудования устья скважины затем опускается на головку 1 оборудования устья скважины так, что нижний кожух 17 и вал 11 входят в центр головки 1 оборудования устья скважины, и так, что защитная юбка 5 опоясывает верхнюю часть головки 1 оборудования устья скважины, и зацепляющие рычаги 3, которые смещены в расцепленное положение пружиной 50, проходят по боковым сторонам головки 1 оборудования устья скважины. In use, the upper casing 10 of the shaft is connected to the upper casing 7 by means of clutching and enclosing sections 8, 9 of the releasable connector. The wellhead equipment extraction tool 2 is then lowered onto the wellhead equipment head 1 so that the lower casing 17 and the shaft 11 enter the center of the wellhead equipment head 1, and so that the protective skirt 5 surrounds the upper part of the wellhead equipment head 1, and levers 3, which are displaced in the disengaged position by the spring 50, extend along the sides of the head 1 of the wellhead equipment.

Тогда вал 11 вращается против часовой стрелки на 80^о так, что охватывающие взаимодействующие секции 19 отцепляются от охватываемых взаимодействующих секций 12. Вал 11 затем подтягивается вверх, и это принуждает верхний кожух 10 вала отсоединиться от верхнего кожуха 7. Это также подтягивает нижний кожух 17 вала вверх, который в свою очередь толкает квадратный заплечик 15 вверх напротив взаимодействующей поверхности 27 зацепляющего рычага 3. Это принуждает зацепляющий рычаг 3 поворачиваться вокруг оси шарнира 6 против действия смещения пружины 50 так, что зацепляющий рычаг 3 зацепляется с наружным профилем головки 1 оборудования устья скважины. Когда это происходит, вал 11 может быть вытянут вверх до требуемого вытягивания для разрезания без инструмента 2, отделяя от головки 1 оборудования устья скважины.Then the shaft 11 rotates counterclockwise by 80 ^° so that the female interacting sections 19 are detached from the male interacting sections 12. The shaft 11 is then pulled up and this forces the upper shaft case 10 to detach from the upper case 7. This also tightens the lower shaft case 17 up, which in turn pushes the square shoulder 15 up opposite the interacting surface 27 of the engaging lever 3. This forces the engaging lever 3 to rotate around the axis of the hinge 6 against the action of the spring bias 50 to, that the engaging lever 3 engages with the outer profile of the head 1 of the wellhead equipment. When this happens, the shaft 11 can be pulled upward to the desired pull for cutting without tool 2, separating the wellhead from the head 1 of the equipment.

Когда требуемое вытягивание достигнуто, тогда вал 11 вращается, чтобы привести в действие обычное режущее устройство (не показано), которое соединено с нижней частью вала 11. Режущее устройство разрезает обсадную трубу, на которой покоится головка оборудования устья скважины. Когда режущее устройство разрезало обсадную трубу, вращение вала 11 прекращается и вал 11 вытягивается далее, чтобы вытянуть головку 1 оборудования устья скважины со дня моря и отрезанную обсадную трубу посредством зацепляющих рычагов 3. When the required draw is achieved, then the shaft 11 rotates to actuate a conventional cutting device (not shown) that is connected to the lower part of the shaft 11. The cutting device cuts the casing pipe on which the wellhead equipment head rests. When the cutting device cut the casing, the rotation of the shaft 11 is stopped and the shaft 11 is pulled further to extend the head 1 of the wellhead equipment from the sea day and the cut off casing by means of the engaging levers 3.

В некоторых случаях невозможно извлечь головку 1 оборудования устья скважины даже после того, как режущее устройство разрезало обсадную трубу. В этом случае необходимо иметь возможность удалять инструмент 2 путем отцепления его от головки 1 оборудования устья скважины. Это достигается путем толкания вала 11 вниз так, что квадратный заплечик 15 перемещается вниз и дает возможность пружине 50 шарнирно повернуть зацепляющий рычаг 3 в расцепленное положение, показанное пунктиром. Охватывающая секция 9 и охватываемая секция 8 разъемного соединителя тогда повторно сцепляются так, что верхний кожух 10 вала соединяется с верхним кожухом 7 инструмента 2. Это дает возможность валу 11 вытягиваться вверх без того, чтобы квадратный заплечик 15 двигался и принуждал зацепляющие рычаги 3 перемещаться в зацепляющее положение. Поэтому инструмент может быть извлечен из головки 1 оборудования устья скважины, если извлечение самой головки оборудования устья скважины невозможно. In some cases, it is not possible to remove the wellhead 1 of the wellhead equipment even after the cutting device has cut the casing. In this case, it is necessary to be able to remove the tool 2 by disengaging it from the head 1 of the wellhead equipment. This is achieved by pushing the shaft 11 downward so that the square shoulder 15 moves downward and allows the spring 50 to pivot the engaging lever 3 pivotally into the disengaged position shown by the dotted line. The female section 9 and the male section 8 of the detachable connector are then re-engaged so that the upper shaft cover 10 is connected to the upper case 7 of the tool 2. This allows the shaft 11 to extend upward without the square shoulder 15 moving and forcing the engaging arms 3 to move into the engaging position. Therefore, the tool can be removed from the head 1 of the wellhead equipment if the extraction of the head of the wellhead equipment itself is not possible.

Устройство, показанное на фиг.5, аналогично устройству, показанному на фиг. 1, и одинаковые цифровые позиции обозначают эквивалентные части/детали устройства. Основное отличие устройства, показанного на фиг.5, в том, что оно выполнено с возможностью разрезания обсадной трубы в рабочем режиме сжатия в противоположность режиму растяжения. В этом примере изобретения квадратный заплечик 15 образует часть наружного вала 41 (фиг.8), фреза 60 и стабилизатор 67 соединены с нижним концом внутреннего приводного вала 68, который расположен соосно валу 41. Приводной вал 68 вращается в валу 41 посредством обычного морского вертлюжного устройства 65, которое соединено с колонной труб 66, которая проходит вверх до платформы буровой вышки (не показано). Морское вертлюжное устройство 65 взаимодействует с верхним концом вала 41, когда подъемное устройство сжимается, чтобы вал 41 мог оставаться неподвижным относительно зацепляющих рычагов 3, когда внутренний приводной вал 68 вращается. The device shown in FIG. 5 is similar to the device shown in FIG. 1, and the same reference numerals denote equivalent parts / details of the device. The main difference between the device shown in FIG. 5 is that it is configured to cut the casing in the operating compression mode as opposed to the tensile mode. In this example of the invention, the square shoulder 15 forms part of the outer shaft 41 (Fig. 8), the cutter 60 and the stabilizer 67 are connected to the lower end of the inner drive shaft 68, which is aligned with the shaft 41. The drive shaft 68 rotates in the shaft 41 by means of a conventional marine swivel device 65, which is connected to a pipe string 66 that extends up to a rig platform (not shown). The marine swivel device 65 interacts with the upper end of the shaft 41 when the lifting device is compressed so that the shaft 41 can remain stationary relative to the engaging arms 3 when the inner drive shaft 68 is rotated.

Дополнительно прокладки 55 (фиг.5) отделяют юбку 5 от верхнего кожуха 7 и через которые болты 56 проходят для скрепления болтами юбки 5 с верхним кожухом 7. Additionally, gaskets 55 (Fig. 5) separate the skirt 5 from the upper casing 7 and through which the bolts 56 pass for bolting the skirt 5 with the upper casing 7.

Для облегчения зацепления и расцепления квадратного заплечика 15 на наружной поверхности квадратного заплечика 15 образовано три шпонки 28, и взаимодействующие канавки 35, 36 образованы в кожухе 29 основного тела и упорном переходнике 31 соответственно инструмента 2 (фиг. 6, 7). Упорный переходник 31 прикреплен к валу 41, и канавки 36 в упорном переходнике 31 всегда находятся в зацеплении с соответствующими шпонками 28. Вращение вала 41 в направлении против часовой стрелки принуждает квадратный заплечик 15 и тем самым шпонки 28 вращаться так, что они могут выравниваться с соответствующими канавками 35 в кожухе основного тела. Когда шпонки 28 выравнены с канавками 35, вал 41 и квадратный заплечик 15 могут перемещаться вверх в положение, показанное на фиг. 5, при котором квадратный заплечик 15 шарнирно поворачивает зацепляющие рычаги 3 в зацепляющее положение смежно со смещающим действием пружины 50. To facilitate the engagement and disengagement of the square shoulder 15, three dowels 28 are formed on the outer surface of the square shoulder 15, and the interacting grooves 35, 36 are formed in the casing 29 of the main body and the thrust adapter 31, respectively, of the tool 2 (Fig. 6, 7). The stop adapter 31 is attached to the shaft 41, and the grooves 36 in the stop adapter 31 are always engaged with the corresponding keys 28. Rotating the shaft 41 counterclockwise forces the square shoulder 15 and thereby the keys 28 to rotate so that they can align with the corresponding grooves 35 in the casing of the main body. When the keys 28 are aligned with the grooves 35, the shaft 41 and the square shoulder 15 can move upward to the position shown in FIG. 5, in which the square shoulder 15 pivots the engaging levers 3 into an engaging position adjacent to the biasing action of the spring 50.

Если вал 41 затем толкается вниз так, что верхняя кромка 37 шпонок 28 находится ниже нижней кромки кожуха 29 основного тела, вал 41 и квадратный заплечик 15 могут вращаться относительно кожуха 29 основного тела, чтобы вывести из выравненного состояния в невыравненное шпонки 28 с канавками 35 для предотвращения квадратного заплечика 15 перемещаться вверх, чтобы активизировать зацепляющие рычаги 3. Это дает возможность извлечь инструмент из головки оборудования устья скважины. Кожух 29 основного тела также имеет выступ 51 на своей нижней кромке, смежной с каждой канавкой 35. Выступы 51 образуют положительный стопор в отношении выравнивания и невыравниванию шпонок 28 с канавками 35. Дополнительно также предусмотрена канавка 52 смежно с каждым выступом 51, которая взаимодействует с верхней кромкой каждой шпонки 28 для содействия предотвращения шпонок 28 от вибрирования в выравненном положении с канавками 35 в течение опускания инструмента на головку 1 оборудования устья скважины. Это побуждало бы квадратный заплечик 15 подниматься и шарнирно поворачивать рычаги в зацепляющее положение преждевременно. Если это случается, инструмент 2 не будет правильно сцепляться с головкой 1 оборудования устья скважины. If the shaft 41 is then pushed down so that the upper edge 37 of the keys 28 is lower than the lower edge of the main body casing 29, the shaft 41 and the square shoulder 15 can rotate relative to the main body casing 29 to move from the aligned state to the uneven key 28 with grooves 35 for preventing the square shoulder 15 from moving upward to activate the engaging arms 3. This makes it possible to remove the tool from the wellhead equipment head. The main body casing 29 also has a protrusion 51 at its lower edge adjacent to each groove 35. The protrusions 51 form a positive stop with respect to the alignment and non-alignment of the keys 28 with the grooves 35. In addition, a groove 52 is adjacent to each protrusion 51, which interacts with the upper the edge of each key 28 to help prevent the keys 28 from vibrating in the aligned position with the grooves 35 while lowering the tool onto the head 1 of the wellhead equipment. This would cause the square shoulder 15 to rise and pivot the levers into the engaging position prematurely. If this happens, the tool 2 will not properly engage with the head 1 of the wellhead equipment.

При использовании (фиг.8) инструмент 2 опускается на головку 1 оборудования устья скважины и приводной вал нажимается вниз так, что фреза 60 может быть возбуждена через морской вертлюг 65, который взаимодействует с валом 41, чтобы отрезать обсадную трубу 61. После того, как обсадная труба разрезана фрезой 60, вращение приводного вала прекращается, и вал 41 вращается, чтобы выравнить шпонки 28 с канавками 35 так, что квадратный заплечик 15 может перемещаться вверх для шарнирного поворачивания зацепляющих рычагов 3 в зацепляющее положение. Когда это положение достигнуто, натяжение вверх на валу 41 может быть увеличено, как это требуется, чтобы вытянуть головку 1 оборудования устья скважины со дна 62 моря. In use (Fig. 8), tool 2 is lowered onto the wellhead 1 of the wellhead equipment and the drive shaft is pushed down so that the cutter 60 can be driven through a sea swivel 65, which interacts with the shaft 41 to cut off the casing 61. After the casing is cut by a milling cutter 60, the rotation of the drive shaft is stopped, and the shaft 41 is rotated to align the keys 28 with the grooves 35 so that the square shoulder 15 can be moved upward to pivot the engaging arms 3 into the engaging position. When this position is reached, the upward tension on the shaft 41 can be increased, as required, to pull the head 1 of the wellhead equipment from the bottom 62 of the sea.

Если по какой-либо причине головка 1 оборудования устья скважины не становится отсоединенной, тогда вал 41 толкается вниз, чтобы отсоединить квадратный заплечик 15 от зацепляющих рычагов 3 и дать возможность пружине 50 шарнирно повернуть зацепляющие рычаги в расцепленное положение. Вал 41 вращается, чтобы привести в невыравненное положение шпонки 28 и канавки 35. Верхняя кромка 37 шпонки 28 тогда предотвращается от перемещения вверх посредством нижней кромки кожуха 29 основного тела, и тем самым квадратный заплечик 15 предотвращается от перемещения вверх и шарнирного поворачивания зацепляющих рычагов 3 в зацепляющее положение, когда вал 11 вытягивается вверх. Это дает возможность вытягивать вал 41 вверх без зацепления рычагами 3 внешнего профиля 4 головки 1 оборудования устья скважины так, что инструмент 2 может быть извлечен из устья скважины, когда невозможно извлечь головку оборудования устья скважины после разрезания обсадной трубы. If, for any reason, the head of the wellhead equipment 1 does not become disconnected, then the shaft 41 is pushed down to disconnect the square shoulder 15 from the engaging levers 3 and allow the spring 50 to pivot the engaging arms into a disengaged position. The shaft 41 rotates to bring the keys 28 and the grooves 35 into an unequal position. The upper edge 37 of the key 28 is then prevented from moving upward by the lower edge of the main body casing 29, and thus the square shoulder 15 is prevented from moving upward and pivotally turning the engaging arms 3 into the engaging position when the shaft 11 is pulled up. This makes it possible to pull the shaft 41 up without engagement with levers 3 of the external profile 4 of the head 1 of the wellhead equipment so that the tool 2 can be removed from the wellhead when it is impossible to remove the head of the wellhead equipment after cutting the casing.

Изобретение имеет преимущество в том, что нет необходимости прилагать силу к внутренней части головки 1 оборудования устья скважины, тем самым устраняется повреждение внутренней части головки оборудования устья скважины, благодаря приложению силы только к наружной части головки 1 оборудования устья скважины посредством зацепляющих рычагов 3. The invention has the advantage that it is not necessary to apply force to the inside of the wellhead equipment head 1, thereby damaging the inside of the wellhead equipment head due to the application of force only to the outside of the wellhead equipment head 1 by means of engaging levers 3.

Описанные выше конкретные примеры относятся к головке оборудования устья скважины типа "Камерон". Однако путем соответствующего регулирования зацепляющих секций зацепляющих рычагов 3 устройство может быть модифицировано для возможности зацепления наружного профиля любой головки оборудования устья скважины. Также, в случае головок оборудования устья скважины, которые имеют меньший наружный диаметр, могут вставляться объемные прокладки на внутренней стороне юбки 5 для предотвращения движения инструмента 2, когда он в зацеплении с головкой оборудования устья скважины меньшего наружного диаметра. The specific examples described above relate to a Cameron type wellhead equipment head. However, by appropriately adjusting the engaging sections of the engaging arms 3, the device can be modified to engage the external profile of any wellhead equipment head. Also, in the case of wellhead equipment heads that have a smaller outer diameter, volumetric gaskets can be inserted on the inside of the skirt 5 to prevent the tool 2 from moving when it is engaged with the equipment head of the wellhead of a smaller outer diameter.

Три зацепляющих рычага 3 располагаются под углами 120^о друг от друга по периферии инструмента 2, что дает оптимальное распределение тянущих/растягивающих сил между головкой 1 оборудования устья скважины и каждым зацепляющим рычагом 3.Three engaging arm 3 are arranged at angles ^of 120 around the periphery of each other tool 2, which provides optimal distribution of pulling / stretching forces between the head 1 wellhead and each engaging arm 3.

Хотя предлагаемое устройство содержит режущий инструмент, устройство может использоваться без режущего инструмента, как простое устройство замка головки оборудования устья скважины. Although the proposed device contains a cutting tool, the device can be used without a cutting tool, as a simple device for locking the head of the equipment of the wellhead.

Claims

1. A device for removing equipment from the mouth of an oil well, comprising a housing and a locking mechanism with a drive, characterized in that the locking mechanism is installed with the possibility of engagement with the outer surface of the head of the equipment of the wellhead and is made with an engaging lever located to move between the engagement position with the outer surface of the head and its disengaged position with it, means for displacing the engaging lever into the disengaged position, and disengaging means for disengaging when ode when exposed to the device during its extraction from the head of the wellhead.

2. The device according to p. 1, characterized in that the engaging lever is mounted pivotally between the engaging and disengaging positions.

3. The device according to claims 1 and 2, characterized in that the locking mechanism drive is made with a surface for interacting with the engaging lever when it is pivotally rotated to the engaged position when overcoming the action of the biasing means.

4. The device according to claims 1 and 3, characterized in that the surface of the drive of the locking mechanism is made in the form of a square shoulder.

5. The device according to claims 1 to 4, characterized in that it has a shaft located in the housing with the possibility of rotation relative to the latter.

6. The device according to claims 1-5, characterized in that the shaft is made with cutting means fixed to it.