RU2081999C1 - Underground equipment for operating wells - Google Patents
Underground equipment for operating wells Download PDFInfo
- Publication number
- RU2081999C1 RU2081999C1 RU96100011A RU96100011A RU2081999C1 RU 2081999 C1 RU2081999 C1 RU 2081999C1 RU 96100011 A RU96100011 A RU 96100011A RU 96100011 A RU96100011 A RU 96100011A RU 2081999 C1 RU2081999 C1 RU 2081999C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- sleeve
- housing
- axial
- stepped
- channels
- Prior art date
Links
Landscapes
- Earth Drilling (AREA)
Abstract
Description
Изобретение относится к горной промышленности, а именно к подземному скважинному оборудованию для добычи нефти и газа. The invention relates to the mining industry, and in particular to underground well equipment for oil and gas production.
Известно подземное оборудование для эксплуатации скважин, содержащее размещенную в эксплуатационной колонне колонну насосно-компрессорных труб (НКТ), которая оснащена узлом разобщения пласта и затрубного пространства скважины. Выше узла разобщения пласта и затрубного пространства скважины в колонне НКТ установлены циркуляционный и ингибиторный клапаны, посадочный ниппель, забойный клапан-отсекатель и т. д. [1] В известном оборудовании отсутствуют такие необходимые узлы как узел компенсации изменения длины колонны НКТ, а также разъединитель колонны НКТ. Из-за отсутствия узда компенсации колонна НКТ при температурных изменениях в скважине будет испытывать значительные сжимающие и растягивающие нагрузки, что может вызвать ее преждевременное разрушение. Отсутствие разъединителя колонны НКТ не позволит поднять скважинное оборудование без срыва узла разобщения пласта и затрубного пространства скважины. Все это в значительной мере усложняет возможность безаварийной эксплуатации скважины и усложняет возможность проведения подземного ремонта. Known underground equipment for the operation of wells, containing placed in the production string string tubing, which is equipped with a node separation of the reservoir and the annular space of the well. Above the separation unit of the formation and the annulus of the well in the tubing string, circulation and inhibitor valves, a landing nipple, a downhole shutoff valve, etc. are installed. [1] The known equipment does not have such necessary components as a compensation unit for changing the length of the tubing string and a disconnector tubing string. Due to the absence of a compensation bridle, the tubing string will experience significant compressive and tensile loads during temperature changes in the well, which can cause its premature failure. The absence of a tubing string disconnector will not allow raising downhole equipment without disrupting the separation unit and the annulus of the well. All this greatly complicates the possibility of trouble-free operation of the well and complicates the possibility of underground repairs.
Наиболее близким к предлагаемому техническому решению является подземное оборудование для безопасной эксплуатации скважин [2] Оно включает в себя установленную в эксплуатационной колонне колонну НКТ с узлом разобщения пласта и затрубного пространства скважины, а также якорем. В колонне НКТ под узлом разобщения пласта и затрубного пространства скважины размещен посадочный ниппель, а над разъединитель колонны НКТ, циркуляционный и ингибиторный клапаны, узел компенсации изменения длины колонны НКТ, клапан-отсекатель и др. Недостатком прототипа является сложность обслуживания подземного скважинного оборудования с помощью канатной техники, необходимость нахождения на скважине специального оборудования и высококвалифицированного персонала, низкая надежность работ по установке и срыву узла разобщения пласта и затрубного пространства скважины с якорем в случае необходимости, частое преждевременное разъединение узла компенсации длины колонны НКТ при посадках во время спуска инструмента в скважину и т.д. Closest to the proposed technical solution is underground equipment for the safe operation of wells [2]. It includes a tubing string installed in the production casing with a separation unit for the formation and the annulus of the well, as well as an anchor. In the tubing string, under the unit for separating the reservoir and the annulus of the well, a landing nipple is placed, and above the tubing string disconnector, circulation and inhibitor valves, tubing string length compensation unit, shutoff valve, etc. The prototype disadvantage is the difficulty of servicing underground borehole equipment using cable equipment, the need to find special equipment and highly qualified personnel at the well, low reliability of installation and disruption of the reservoir separation unit the annular space of the well with the anchor when necessary, frequent premature separation unit column length compensation for landing the tubing during descent in the well tool, etc.
Задачей предлагаемого технического решения является повышение надежности работы подземного скважинного оборудования, упрощение его обслуживания, а также облегчение процесса проведения ремонтных, профилактических и прочих работ в скважине. The objective of the proposed technical solution is to increase the reliability of underground well equipment, simplify its maintenance, as well as facilitate the process of repair, maintenance and other work in the well.
Поставленная задача достигается тем, что подземное оборудование для эксплуатации скважин, содержащее размещенную в эксплуатационной колонне колонну НКТ, концы которых соединены между собой муфтами, оборудованную узлом разобщения пласта и затрубного пространства, имеющего корпус с центральным осевым каналом и наружным герметизирующим элементом, узлом компенсации изменения длины колонны НКТ, а также циркуляционным и ингибиторным клапанами, снабжено патрубком, обоймой, днищем, крышкой, предохранительным поршнем, фланцем, уплотнительными манжетами, верхним и нижним упорными кольцами, распорным кольцом, грундбуксой и нажимным поршнем, причем патрубок размещен в центральном осевом канале корпуса с возможностью возвратно-поступательного перемещения относительно него и своим верхним концом соединен с нижней муфтой колонны НКТ, при этом имеются сквозные и ступенчатые осевые каналы, две кольцевые проточки, одна из которых выполнена на внутренней боковой поверхности корпуса и служит для размещения в ней нажимного поршня, упорных и распорного колец, уплотнительных манжет и грундбуксы, а другая гидравлически связана со ступенчатыми осевыми каналами, в которых установлены циркуляционный и ингибиторный клапаны, и предназначена для размещения в ней предохранительного поршня, причем расстояние от оси центрального канала корпуса до осей ступенчатых каналов превышает расстояние до осей сквозных каналов, при этом корпус в нижней части выполнен с внутренним кольцевым выступом, в котором размещены сквозные осевые каналы, и шлицами, а наружный герметизирующий элемент выполнен в виде гильзы, верхний конец которой с помощью левой резьбы связан с корпусом, причем нижний конец патрубка соединен с обоймой, которая имеет в верхней части шлицы, ответные шлицам корпуса, и связана с днищем, имеющим осевой канал, перекрываемый с помощью шарового запорного органа, при этом гильза концентрично установлена с наружной стороны патрубка и своим нижним концом связана с крышкой, а последняя установлена на обойме с возможностью возвратно-поступательного осевого перемещения относительно нее, причем в верхней части обоймы выполнен радиальный канал для сообщения трубного пространства колонны НКТ с полостью, образованной внутренними поверхностями гильзы, корпуса, крышки в ее крайнем верхнем положении относительно обоймы и наружными поверхностями патрубка и обоймы, а фланец выполнен с центральным осевым каналом, в котором размещается патрубок, и каналами для обеспечения гидравлической связи между затрубным пространством скважины и ступенчатыми осевыми каналами корпуса, причем фланец размещен на корпусе с возможностью взаимодействия своим верхним торцом с нижним торцом муфты, при этом нажимной поршень установлен с возможностью взаимодействия с нижним упорным кольцом и с внутренним кольцевым выступом корпуса, а крышка и корпус имеют на своей наружной поверхности центрирующие элементы, причем гильза выполнена из пластичного материала и в транспортном положении деформирована в радиальном направлении по своей длине, при этом с наружной стороны гильза покрыта слоем уплотнительного материала, толщина которого может плавно изменяться по ее длине от минимальной величины в средней части гильзы до максимальной на ее концах. The task is achieved in that the underground equipment for the operation of wells, containing a tubing string located in the production casing, the ends of which are connected by couplings, equipped with a separation unit of the reservoir and the annulus, having a body with a central axial channel and an external sealing element, a node for compensating for length changes tubing string, as well as circulation and inhibitor valves, equipped with a pipe, ferrule, bottom, cover, safety piston, flange, sealing cuffs, upper and lower thrust rings, spacer ring, packing follower and pressure piston, and the nozzle is placed in the central axial channel of the housing with the possibility of reciprocating movement relative to it and its upper end is connected to the lower sleeve of the tubing string, while there are through and step axial channels, two annular grooves, one of which is made on the inner side surface of the housing and serves to accommodate a pressure piston, thrust and spacer rings, sealing lips and chest boxes, and the other is hydraulically connected to stepwise axial channels in which circulation and inhibitor valves are installed, and is designed to place a safety piston in it, and the distance from the axis of the central channel of the housing to the axes of the stepped channels exceeds the distance to the axes of the through channels, while the housing the lower part is made with an inner annular protrusion in which through axial channels are placed, and splines, and the outer sealing element is made in the form of a sleeve, the upper end of which by means of a left-hand thread, it is connected to the housing, the lower end of the nozzle being connected to a cage, which has slots in the upper part corresponding to the splines of the housing and connected to the bottom having an axial channel blocked by a spherical locking element, the sleeve being concentrically mounted from the outside the pipe and its lower end is connected to the cover, and the latter is mounted on a cage with the possibility of reciprocating axial movement relative to it, and in the upper part of the cage there is a radial channel for communicating pipes the space of the tubing string with a cavity formed by the inner surfaces of the sleeve, housing, cover in its highest position relative to the holder and the outer surfaces of the pipe and the holder, and the flange is made with a central axial channel in which the pipe is placed and channels to ensure hydraulic communication between the annular the space of the well and the stepped axial channels of the housing, and the flange is placed on the housing with the ability to interact with its upper end with the lower end of the coupling, while the pressure pore The cover is installed with the possibility of interaction with the lower thrust ring and with the inner annular protrusion of the housing, and the lid and housing have centering elements on their outer surface, the sleeve being made of plastic material and deformed radially along its length in the transport position, while the sides of the sleeve are covered with a layer of sealing material, the thickness of which can smoothly vary along its length from the minimum value in the middle part of the sleeve to the maximum at its ends.
Таким образом, заявляемое техническое решение соответствует критерию "новизна". Thus, the claimed technical solution meets the criterion of "novelty."
Сравнительный анализ заявленного технического решения, проведенный по технической и патентной литературе, не только с прототипом, но и с другими известными техническими решениями в данной области техники, не выявил в них признаки, отличающие заявленное техническое решение от прототипа, что позволяет вывод о соответствии критерию "изобретательский уровень". A comparative analysis of the claimed technical solution, carried out according to the technical and patent literature, not only with the prototype, but also with other well-known technical solutions in this technical field, did not reveal signs that distinguish the claimed technical solution from the prototype, which allows us to conclude that the criterion " inventive step ".
Конструкция заявленного подземного оборудования для эксплуатации скважин поясняется чертежом, на котором показан его общий вид в транспортном положении. The design of the claimed underground equipment for the operation of wells is illustrated in the drawing, which shows its general view in the transport position.
Подземное оборудование для эксплуатации скважин состоит из патрубка 1, с помощью муфты 2 жестко связанного с нижним концом колонны НКТ 3, которая размещена внутри эксплуатационной колонны 4. Наружная поверхность патрубка 1 имеет минимальную шероховатость. К нижнему концу патрубка 1 подсоединена цилиндрическая обойма 5, которая с помощью срезных элементов (на чертеже не показаны) связана с днищем 6. Эти элементы рассчитываются на возможность среза при достижении заданной величины давления внутри обоймы 5
В днище 6 имеется осевой канал 7, который может перекрываться шаровым запорным органом 8. Внутренняя поверхность днища 6 выполнена конической. Шаровой запорный орган 8 и днище 6 изготовлены из легкоразбуриваемого материала. Герметизация днища 6 относительно обоймы 5 достигается за счет уплотнительных элементов, размещенных на днище 6.Underground equipment for the operation of wells consists of a pipe 1, with the help of a sleeve 2 rigidly connected to the lower end of the tubing string 3, which is placed inside the production string 4. The outer surface of the pipe 1 has a minimum roughness. A cylindrical ferrule 5 is connected to the lower end of the nozzle 1, which is connected with the bottom 6 using shear elements (not shown in the drawing). These elements are designed to be able to shear when the specified pressure inside the ferrule 5 is reached
In the bottom 6 there is an axial channel 7, which can be blocked by a spherical locking element 8. The inner surface of the bottom 6 is made conical. The ball locking element 8 and the bottom 6 are made of easily drilled material. The sealing of the bottom 6 relative to the holder 5 is achieved by sealing elements located on the bottom 6.
Верхний конец обоймы 5 выполнен со шлицами 9 и имеет радиальный канал 10. The upper end of the casing 5 is made with slots 9 and has a radial channel 10.
С наружной стороны патрубка 1 и обоймы 5, концентрично им, размещена гильза 11, выполненная из пластичного, легкодеформируемого материала (сплавов алюминия, меди, малоуглеродистой стали и др.). Перед спуском в скважину гильзу 11 предварительно деформируют в радиальном направлении с целью уменьшения ее наружного диаметра в транспортном положении. Снаружи гильза 11 может быть дополнительно покрыта слоем уплотнительного материала. В качестве последнего может быть использована пластмасса, резина, медь, синец и др. Слой уплотнительного материала может быть нанесен равномерно по всей поверхности гильзы 11 или неравномерно от минимальной толщины в средней части гильзы 11 до максимальной на ее концах. Пластические свойства материала, из которого изготовлена гильза 11, и толщина стенок должны обеспечивать возможность ее деформации в радиальном направлении (от действия расчетного избыточного внутреннего давления) до полного прижатия к внутренней поверхности эксплуатационной колонны 4. Длину гильзы 11 для надежного закрепления подземного оборудования в эксплуатационной колонне 4 выбирают, исходя из реальных геолого-технических условий. On the outside of the pipe 1 and the holder 5, concentric with it, is placed a sleeve 11 made of plastic, easily deformable material (alloys of aluminum, copper, mild steel, etc.). Before the descent into the well, the sleeve 11 is pre-deformed in the radial direction in order to reduce its outer diameter in the transport position. Outside, the sleeve 11 may be further coated with a layer of sealing material. As the latter, plastic, rubber, copper, bruise, etc. can be used. A layer of sealing material can be applied uniformly over the entire surface of the sleeve 11 or unevenly from the minimum thickness in the middle of the sleeve 11 to the maximum at its ends. The plastic properties of the material of which the sleeve 11 is made, and the wall thickness should provide the possibility of its deformation in the radial direction (from the action of the calculated excess internal pressure) until it is completely pressed against the inner surface of the production casing 4. The length of the sleeve 11 for reliable fixing of underground equipment in the production casing 4 are selected based on real geological and technical conditions.
Нижний конец гильзы 11 соединен с крышкой 12, которая размещена на наружной поверхности обоймы 5 и имеет возможность возвратно-поступательного осевого перемещения вдоль нее. Герметизация крышки 12 относительно обоймы 5 обеспечивается с помощью уплотнительных элементов, установленных на внутренней поверхности крышки 12. The lower end of the sleeve 11 is connected to the cover 12, which is placed on the outer surface of the holder 5 and has the possibility of reciprocating axial movement along it. The sealing of the cover 12 relative to the holder 5 is provided by means of sealing elements mounted on the inner surface of the cover 12.
Верхний конец гильзы 11 с помощью левой резьбы соединен с корпусом 13, который имеет центральный осевой канал и выполнен со ступенчатыми 14 и сквозными 15 осевыми каналами, а также внутренним кольцевым выступом 16 и шлицами 17 в нижней части. Внутри корпуса 13 также имеются две кольцевые проточки, одна из которых размещена на его внутренней боковой поверхности, а другая сообщена со ступенчатыми осевыми каналами 14. Сквозные осевые каналы 15 выполнены в кольцевом выступе 16 корпуса 13. Оси ступенчатых кагалов 14 отстоят от центральной оси корпуса 13 на большее расстояние, чем оси сквозных каналов 15. Шлицы 17 и шлицы 9 обоймы 5 при взаимном осевом схождении образуют шлицевое зацепление, которое может передавать момент вращения от колонны НКТ 3 корпусу 14. В кольцевой проточке на внутренней боковой поверхности корпуса 13 размещен узел герметизации патрубка 1, состоящий из верхнего и нижнего упорных 18, а также распорного 19 колец, "плавающего" нажимного поршня 20, уплотнительных манжет 21 и грундбуксы 22. Последняя связана с корпусом 13 посредством резьбы. Вращением грундбуксы 22 можно регулировать степень затяжки уплотнительных манжет 21. По сквозным осевым каналам 15 избыточное давление воздействует на нажимной поршень 20, который, перемещаясь вверх, также увеличивает степень затяжки уплотнительных манжет 21. Патрубок 1 размещен в центральном осевом канале корпуса 13 с возможностью возвратно-поступательного осевого перемещения относительно него. The upper end of the sleeve 11 using the left-hand thread is connected to the housing 13, which has a central axial channel and is made with step 14 and end-to-end 15 axial channels, as well as an inner annular protrusion 16 and slots 17 in the lower part. Inside the housing 13 there are also two annular grooves, one of which is located on its inner side surface, and the other is connected with stepwise axial channels 14. Through axial channels 15 are made in the annular protrusion 16 of the housing 13. The axis of the stepped daggers 14 are spaced from the central axis of the housing 13 a greater distance than the axis of the through channels 15. The slots 17 and the slots 9 of the yoke 5 form a spline mesh with mutual axial convergence, which can transmit the torque from the tubing string 3 to the housing 14. In the annular groove on the inner The touch surface 13 of the seal assembly disposed nozzle housing 1 consisting of upper and lower refractory 18 and spacer rings 19, the "floating" of the pressure piston 20, sealing lips 21 and the packing follower 22. The latter is connected to the housing 13 by means of threads. By rotating the packing follower 22, the degree of tightening of the sealing lips 21 can be adjusted. Through the axial channels 15, the overpressure acts on the pressure piston 20, which, moving up, also increases the degree of tightening of the sealing lips 21. The pipe 1 is placed in the central axial channel of the housing 13 translational axial displacement relative to it.
Герметизация нажимного поршня 20 относительно патрубка 1 и корпуса 13 осуществляется с помощью уплотнительных элементов, установленных на боковых поверхностях поршня 20. Последний установлен в кольцевой проточке корпуса 13 с возможностью осевого перемещения относительно него и взаимодействия с нижним упорным кольцом 18 и внутренним кольцевым выступом 16 корпуса 13. The pressure piston 20 is sealed relative to the nozzle 1 and the housing 13 by means of sealing elements mounted on the lateral surfaces of the piston 20. The latter is installed in the annular groove of the housing 13 with the possibility of axial movement relative to it and interaction with the lower thrust ring 18 and the inner annular protrusion 16 of the housing 13 .
В ступенчатых осевых каналах 14 корпуса 13 размещены ингибиторный 23 и циркуляционный 24 клапаны. In the stepped axial channels 14 of the housing 13 placed inhibitor 23 and circulating 24 valves.
На корпусе 13 размещен фланец 25, который связан с ним крепежными элементами (на чертеже не показаны). Фланец 25 имеет центральный осевой канал для размещения в нем патрубка 1, а также каналы 26 для сообщения ступенчатых осевых каналов 14 корпуса 13 с затрубным пространством скважины. Фланец 25 установлен на корпусе 13 с возможностью взаимодействия своим верхним торцом с нижним торцом муфты 2. On the housing 13 is placed a flange 25, which is connected with fasteners (not shown). The flange 25 has a central axial channel for accommodating the pipe 1, and channels 26 for communicating the stepped axial channels 14 of the housing 13 with the annulus of the well. The flange 25 is mounted on the housing 13 with the possibility of interaction with its upper end face with the lower end face of the coupling 2.
На наружной стороне корпуса 13 и обоймы 5 размещены центрирующие элементы 27. В кольцевой проточке корпуса 13, имеющей гидравлическую связь со ступенчатыми осевыми каналами 14, установлен предохранительный поршень 28, имеющий на своих боковых поверхностях уплотнительные элементы. Ниже предохранительного поршня 28 между корпусом 13 и гильзой 11 установлено стопорное кольцо 29, которое не допускает падения поршня 28 внутрь гильзы 11. Размещение предохранительного поршня 28 в кольцевой проточке корпуса 13 предотвращает возможность перетока жидкости через циркуляционный клапан 24 из трубного канала колонны НКТ 3 в затрубное пространство скважины в процессе установки гильзы 11 в эксплуатационной колонне 4. On the outer side of the housing 13 and the holder 5, centering elements 27 are placed. In the annular groove of the housing 13, which is in fluid communication with the stepped axial channels 14, a safety piston 28 is installed having sealing elements on its lateral surfaces. Below the safety piston 28, a retaining ring 29 is installed between the housing 13 and the sleeve 11, which prevents the piston 28 from falling inside the sleeve 11. Placing the safety piston 28 in the annular groove of the housing 13 prevents fluid from flowing through the circulation valve 24 from the pipe channel of the tubing string 3 into the annular well space during installation of the sleeve 11 in the production casing 4.
Гильза 11 и связанные с ней корпус 13 и крышка 12 имеют возможность возвратно-поступательного перемещения относительно связанных с колонной НКТ 3 и соединенных между собой патрубка 1 и обоймы 5. При этом корпус 13 вместе с узлом герметизации и фланцем 25 перемещается вдоль патрубка 1, а крышка 12 - вдоль обоймы 5. Величина этого возвратно-поступательного перемещения (Н) ограничена вверху упором фланца 25 в муфту 2, а внизу полным схождением шлицов 9 и 17. Для обеспечения нормального функционирования подземного оборудования необходимо, чтобы радиальный канал 10 в обойме 5 был выполнен выше места размещения крышки 12 в ее крайнем верхнем положении относительно обоймы 5. Радиальный канал 10 служит для сообщения трубного канала колонны НКТ 3 с полостью, образованной внутренними поверхностями гильзы 11, крышки 12 в ее крайнем верхнем положении относительно обоймы 5, корпуса 13 и наружными поверхностями патрубка 1 и обоймы 5. The sleeve 11 and the associated housing 13 and the cover 12 have the ability to reciprocate relative to the tubing 3 connected to the string 3 and interconnected by the pipe 1 and the casing 5. In this case, the housing 13 together with the sealing unit and the flange 25 moves along the pipe 1, and the cover 12 is along the holder 5. The magnitude of this reciprocating movement (N) is limited at the top by the stop of the flange 25 into the sleeve 2, and below by the complete convergence of the slots 9 and 17. To ensure the normal functioning of the underground equipment, it is necessary that the channel 10 in the holder 5 was made above the location of the cover 12 in its highest position relative to the holder 5. The radial channel 10 serves to communicate the pipe channel of the tubing string 3 with a cavity formed by the inner surfaces of the sleeve 11, the cover 12 in its extreme upper position relative to the holder 5, the housing 13 and the outer surfaces of the pipe 1 and the holder 5.
Дополнительное подземное скважинное оборудование может быть установлено в колонне НКТ 3 выше муфты 2. Additional underground downhole equipment can be installed in the tubing string 3 above the sleeve 2.
Подземное оборудование для эксплуатации скважин работает следующим образом. Underground equipment for the operation of wells works as follows.
В подготовленную эксплуатационную колонну 4 спускают на колонне НКТ 3 подземное оборудование, находящееся в транспортном положении. При этом верхний конец патрубка 1 соединен с нижней муфтой 2 колонны НКТ 3. Требуемую длину патрубка выбирают, исходя из длины колонны НКТ 3, диапазона температурных колебаний в скважине и т.д. Шаровой орган 8, работая как обратный клапан, не препятствует спуску подземного скважинного оборудования. Достигнув заданного интервала, спуск прекращают. В колонну НКТ 3 с помощью насосного агрегата начинают закачивать жидкость. Шаровой запорный орган 8 при этом перекрывает центральный осевой канал 7 в днище 6. Предохранительный поршень 28 предотвращает переток жидкости в затрубное пространство скважины через циркуляционный клапан 24. Увеличение гидравлического давления внутри гильзы 11 вызывает ее пластическую деформацию. Гильза 11 увеличивается в радиальном направлении и плотно прижимается к стенкам эксплуатационной колонны 4. Слой уплотнительного материала способствует надежной герметизации между стенками гильзы 11 и эксплуатационной колонны 4. The underground production equipment in transport position is lowered into the prepared production casing 4 on the tubing string 3. In this case, the upper end of the pipe 1 is connected to the lower sleeve 2 of the tubing string 3. The required length of the pipe is selected based on the length of the tubing string 3, the range of temperature fluctuations in the well, etc. The ball organ 8, working as a check valve, does not interfere with the descent of the underground downhole equipment. Having reached the specified interval, the descent is stopped. Liquid is pumped into the tubing string 3 using a pumping unit. In this case, the ball shut-off element 8 blocks the central axial channel 7 in the bottom 6. The safety piston 28 prevents fluid from flowing into the annulus of the well through the circulation valve 24. An increase in hydraulic pressure inside the sleeve 11 causes its plastic deformation. The sleeve 11 increases in the radial direction and is tightly pressed against the walls of the production casing 4. A layer of sealing material contributes to reliable sealing between the walls of the sleeve 11 and the production casing 4.
Гидравлическое давление внутри гильзы 11 продолжает увеличиваться и в определенный момент происходит разрушение срезных элементов, соединяющих днище 6 и обойму 5. Днище 6 и шаровой запорный орган 8 отделяются от обоймы 5 и опускаются на забой скважины. По резкому падению давления на напорной линии насосного агрегата отмечают отделение днища 6 и шарового запорного органа 8 от обоймы 5 и процесс закачки жидкости в колонну НКТ 3 прекращают. The hydraulic pressure inside the sleeve 11 continues to increase and at some point the shear elements connecting the bottom 6 and the casing 5 are destroyed. The bottom 6 and the ball locking member 8 are separated from the casing 5 and lowered to the bottom of the well. By a sharp drop in pressure on the pressure line of the pump unit, the separation of the bottom 6 and the ball locking element 8 from the holder 5 is noted and the process of pumping liquid into the tubing string 3 is stopped.
Осевым перемещением колонны НКТ 3 добиваются требуемого размещения патрубка 1 (по его длине) относительно узла его герметизации в корпусе 13, после чего переходят к окончательной обвязке устья скважины. После завершения обвязки устья скважины в затрубном пространстве скважины с помощью насосного агрегата кратковременно повышают давление. Через ингибиторный клапан 23 это давление передается в кольцевую проточку корпуса 13, где установлен предохранительный поршень 28, который начинает перемещаться вниз по кольцевой проточке и выпадает из нее, размещаясь на стопорном кольце 29. Последнее не позволяет поршню 28 опуститься в гильзу 11. Избыточное давление в затрубном пространстве стравливают. Затем приступают к выполнению необходимых технологических работ: геофизическим исследованиям скважины, перфорационно-прострелочным работам, промывке скважины, освоению, вводу в эксплуатацию и др. Axial movement of the tubing string 3 achieve the required placement of the pipe 1 (along its length) relative to its sealing unit in the housing 13, after which they proceed to the final piping of the wellhead. After tying the wellhead in the annulus of the well with the help of a pump unit, the pressure is briefly increased. Through the inhibitor valve 23, this pressure is transmitted to the annular groove of the housing 13, where the safety piston 28 is installed, which starts to move down the annular groove and drops out of it, being placed on the retaining ring 29. The latter does not allow the piston 28 to fall into the sleeve 11. The overpressure in annulus bleed. Then they begin to carry out the necessary technological work: geophysical exploration of the well, perforating and perforating operations, flushing the well, development, commissioning, etc.
В процессе эксплуатации узел герметизации патрубка 1, размещенный в корпусе 13, связанном с герметично установленной в эксплуатационной колонне 4 гильзой 11, и соединенный с колонной НКТ 3 патрубок 1, имеющий возможность возвратно-поступательного осевого перемещения относительно корпуса 13, выполняют одновременно роль узлов компенсации изменения длины колонны НКТ 3 при температурных колебаниях в скважине, а также разобщения пласта и затрубного пространства скважины. В случае необходимости подъема колонны НКТ 3 вместе с подземным скважинным оборудованием производят ее плавный натяг. При этом происходит осевое схождение шлицов 9 и 17, они входят в зацепление. Затем колонну НКТ 3 начинают медленно вращать вправо. При этом происходит развинчивание левой резьбы и корпус 13 отделяется от гильзы 11. После этого подземное скважинное оборудование вместе с колонной НКТ 3 извлекают на поверхность. Гильза 11 вместе с крышкой 12 остаются в скважине. В случае необходимости они могут быть в дальнейшем разфрезерованы. During operation, the sealing unit of the pipe 1, located in the housing 13, connected to the sleeve 11 sealed in the production casing 4, and the pipe 1 connected to the tubing string 3, having the possibility of reciprocating axial movement relative to the housing 13, simultaneously perform the role of change compensation nodes the length of the tubing string 3 with temperature fluctuations in the well, as well as the separation of the reservoir and the annulus of the well. If necessary, lifting the tubing string 3 together with the underground downhole equipment produce a smooth tightness. When this occurs, the axial convergence of the slots 9 and 17, they are engaged. Then the tubing string 3 begins to slowly rotate to the right. When this occurs, the unscrewing of the left thread and the housing 13 is separated from the sleeve 11. After this, the underground downhole equipment together with the tubing string 3 is removed to the surface. The sleeve 11 together with the cover 12 remain in the well. If necessary, they can be further milled.
Повторную установку скважинного оборудования производят над местом его первоначальной установки по вышеописанной технологии. Re-installation of downhole equipment is performed over the place of its initial installation using the above technology.
Предлагаемое подземное оборудование для эксплуатации скважин может работать в автономном режиме, не требует обслуживания с помощью канатной техники, не содержит в своей компоновке ненадежный телескопический компенсатор, позволяет проводить любые виды геофизических работ и т.д. The proposed underground equipment for operating wells can operate autonomously, does not require maintenance using cable technology, does not contain an unreliable telescopic compensator in its layout, allows any kind of geophysical work, etc.
Claims (6)
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU96100011A RU2081999C1 (en) | 1996-01-10 | 1996-01-10 | Underground equipment for operating wells |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU96100011A RU2081999C1 (en) | 1996-01-10 | 1996-01-10 | Underground equipment for operating wells |
Publications (2)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2081999C1 true RU2081999C1 (en) | 1997-06-20 |
| RU96100011A RU96100011A (en) | 1997-10-27 |
Family
ID=20175356
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU96100011A RU2081999C1 (en) | 1996-01-10 | 1996-01-10 | Underground equipment for operating wells |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2081999C1 (en) |
-
1996
- 1996-01-10 RU RU96100011A patent/RU2081999C1/en active
Non-Patent Citations (1)
| Title |
|---|
| 1. Ширковский А.И. Разработка и эксплуатация газовых и газоконденсатных месторождений.- М.: Недра, 1979, с. 79 - 81. 2. Кроль В.С., Карапетов А.К. Подземный ремонт скважин с помощью канатной техники. - М.: Недра, 1985, с. 13 - 14, рис. П-4. * |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| US4540053A (en) | Breech block hanger support well completion method | |
| US5335731A (en) | Formation testing apparatus and method | |
| CA1222205A (en) | Emergency release for subsea tool | |
| US20160177659A1 (en) | Retrievable packer | |
| US4846272A (en) | Downhole shuttle valve for wells | |
| US4350205A (en) | Work over methods and apparatus | |
| US8684851B2 (en) | Floating sub tool | |
| BR122020002275B1 (en) | method for installing a plug in a well hole and plug for use in a well hole | |
| NO310156B1 (en) | Underwater wellhead and production pipe hanger for use in such wellhead | |
| US20170037702A1 (en) | Subsea Drilling System with Intensifier | |
| US4903776A (en) | Casing hanger running tool using string tension | |
| US20170292326A1 (en) | Well completion system and method, drilled well exploitation method, use of same in the exploitation/extraction of drilled wells, packaging capsule, telescopic joint, valve and insulation method, and valve actuation system, selection valve and use of same, connector and electrohydraulic expansion joint | |
| GB2150173A (en) | Torque multiplier subsea tool | |
| CN109763784B (en) | Split bridge plug hydraulic setting tool and setting method thereof | |
| RU2081999C1 (en) | Underground equipment for operating wells | |
| RU2533514C1 (en) | Slot perforator | |
| RU2305170C2 (en) | Packer separation device for well reservoir operation (variants) | |
| RU2081303C1 (en) | Underground equipment for operation of wells | |
| AU2022307644B2 (en) | A valve and a method of controlling fluid flow between a fluid supplying device and a fluid receiving device | |
| RU2753915C1 (en) | Self-contained downhole packer | |
| RU2759565C1 (en) | Hydraulic dual packer | |
| RU2482257C1 (en) | Disconnector | |
| US20200277833A1 (en) | Methods and apparatus for top to bottom expansion of tubulars within a wellbore | |
| RU2740375C1 (en) | Well pumping unit with anchor unit for pipeless operation of small-diameter wells | |
| RU2730146C1 (en) | Axial-action cup packer |