RU2125642C1 - Device for lowering cable in well - Google Patents
Device for lowering cable in well Download PDFInfo
- Publication number
- RU2125642C1 RU2125642C1 RU97101504A RU97101504A RU2125642C1 RU 2125642 C1 RU2125642 C1 RU 2125642C1 RU 97101504 A RU97101504 A RU 97101504A RU 97101504 A RU97101504 A RU 97101504A RU 2125642 C1 RU2125642 C1 RU 2125642C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- cable
- hydraulic
- piston
- differential
- working
- Prior art date
Links
Images
Landscapes
- Earth Drilling (AREA)
Abstract
Description
Изобретение относится к области геофизических и гидродинамических исследований и может быть использовано в нефтяной промышленности, преимущественно при исследовании фонтанирующих скважин с высоким устьевым давлением посредством приборов, подвешиваемых на гибком длинномерном элементе (кабеле, проволоке и т.д.). The invention relates to the field of geophysical and hydrodynamic studies and can be used in the oil industry, mainly in the study of gushing wells with high wellhead pressure by means of devices suspended on a flexible long element (cable, wire, etc.).
На фонтанирующих скважинах, имеющих большое давление в устье, приходиться столь сильно зажимать сальниковое уплотнение гибкого длинномерного элемента в узле герметизации лубрикатора, что для осуществления продвижения (проталкивания) этого элемента через сальниковое уплотнение в процессе спуска прибора в скважину, его веса вместе с усилием оператора оказывается недостаточно. Для осуществления спуска кабеля в таких случаях используют различные устройства. On gushing wells that have a lot of pressure at the wellhead, it is necessary to grip the stuffing box packing of the flexible long element so tightly in the lubricator sealing unit that, in order to push (push) this gland through the stuffing box during the descent into the well, its weight together with the operator’s effort is not enough. For the descent of the cable in such cases, various devices are used.
Известно устройство для спуска кабеля с подвешенным на нем прибором в фонтанирующую скважину (см., например, а.с. СССР N 562643 кл. E 21 B 47/00), содержащее сальниковое уплотнение в корпусе лубрикатора, привод в виде рукоятки с выходной приводной частью для гибкого длинномерного элемента (кабеля), расположенной между лубрикатором и устьем скважины, состоящей из герметичного корпуса с центральным сквозным отверстием для прохода кабеля, расположенной в нем системы роликов-шестерен. В этом устройстве в процессе спуска кабель зажимается между двумя роликами и затем вращением рукоятки затягивается в скважину. Автоматическое прижатие роликов к кабелю осуществляется за счет подачи под давлением масла в подплунжерную полость устройства. Давление масла обеспечивается в свою очередь за счет использования давления рабочей среды, подводимой из устья скважины. Когда вес кабеля вместе с прибором становится достаточным для того, чтобы под действием силы тяжести он сам спускался в скважину, автоматическое прижатие роликов к кабелю отключают. A device is known for lowering a cable with a device suspended on it into a gushing well (see, for example, USSR AS N 562643 class E 21 B 47/00), containing a stuffing box seal in the housing of the lubricator, a handle-type drive with an output drive part for a flexible long element (cable) located between the lubricator and the wellhead, consisting of a sealed housing with a central through hole for the passage of the cable located in it a system of roller gears. In this device, during descent, the cable is clamped between two rollers and then tightened by turning the handle into the well. The rollers are automatically pressed to the cable by supplying oil under pressure to the sub-plunger cavity of the device. The oil pressure is provided in turn by using the pressure of the working medium supplied from the wellhead. When the weight of the cable together with the device becomes sufficient so that under the influence of gravity it goes down into the well, the automatic pressing of the rollers to the cable is turned off.
Основными недостатками этого устройства являются следующие:
- низкая надежность этого устройства в случае его применения в скважинах с высоким устьевым давлением (свыше 70 кг/см2). Это связано с тем, что при таких давлениях сопротивление сальникового уплотнения перемещению кабеля, как уже указывалось, так же велико. Для преодоления этого сопротивления приходится создавать в работе очень большие усилия прижатия роликов к кабелю, что приводит из-за малой площади их соприкосновения к возникновению значительных контактных напряжений, а значит увеличивается опасность возникновения недопустимых деформаций кабеля и его быстрое разрушение;
- высокая трудоемкость, а значит и стоимость геофизических исследований, так как привод системы роликов - шестерен осуществляется через рукоятку вручную.The main disadvantages of this device are the following:
- low reliability of this device in case of its use in wells with high wellhead pressure (over 70 kg / cm 2 ). This is due to the fact that, at such pressures, the resistance of the packing gland to the movement of the cable, as already indicated, is also great. To overcome this resistance, it is necessary to create in the work very large efforts of pressing the rollers to the cable, which leads due to the small area of their contact to the occurrence of significant contact stresses, which means that the risk of unacceptable deformation of the cable and its rapid destruction increases;
- high complexity, and hence the cost of geophysical exploration, since the drive system of rollers - gears is carried out manually through the handle.
Известно другое аналогичное устройство, которое обладает более высокой надежностью (см., например, а.с. СССР N 876975 кл. E 21 B 47/00). Повышение надежности в этом известном устройстве достигается за счет его снабжения полугайками с наружной резьбой, которые установлены в проточках шестерен и служат вместо роликов элементами проталкивания соприкасаемого кабеля. Это устройство способно работать при более высоком устьевом давлении, так как у полугаек по сравнению с роликами больше площадь соприкосновения с кабелем и больше коэффициент трения из-за наличия наружной резьбы. Однако применение такого устройства при более высоких давлениях (100 кг/см2 и более) затруднено, так как недопустимо возрастает удельное давление вершин витков резьбы твердых полугаек на оплетку кабеля из-за необходимости в работе создавать очень высокие усилия прижатия их друг к другу. Это в свою очередь приводит к повреждению кабеля, а значит к снижению надежности его работы. Интенсивность повреждения усиливается при увеличении отклонений размеров резьб полугаек и оплетки от номинальных, так как при этом уменьшается площадь соприкосновения полугаек и кабеля, а значит так же снижается надежность. Кроме того, процесс исследования скважин с применением такого устройства довольно трудоемок, так как в нем отсутствует механический привод.Another similar device is known which has higher reliability (see, for example, the USSR AS N 876975 class E 21 B 47/00). Improving the reliability in this known device is achieved by supplying male nuts with external threads, which are installed in the grooves of the gears and serve instead of the rollers as pushing elements of the adjoining cable. This device is capable of operating at a higher wellhead pressure, since the half-nuts have a larger contact area with the cable and a greater coefficient of friction due to the presence of an external thread. However, the use of such a device at higher pressures (100 kg / cm 2 or more) is difficult, since the specific pressure of the vertices of the threads of the hard half-nuts on the braid of the cable is unacceptably increased due to the need to work to create very high efforts to compress them to each other. This in turn leads to damage to the cable, which means a decrease in the reliability of its operation. Damage intensity increases with an increase in deviations in the sizes of the threads of the half nuts and the braid from the nominal ones, since this reduces the contact area between the half nuts and the cable, which means that reliability also decreases. In addition, the process of researching wells using such a device is quite time-consuming, since it does not have a mechanical drive.
Известно устройство для спуска приборов в скважину с высоким устьевым давлением (см. , например, а.с. СССР N 1126688 кл. E 21 B 47/00), которое способно работать, как указано в описании изобретения, при устьевом давлении 50 МПа (500 кг/см2). В этом известном устройстве спуск прибора в скважину осуществляется за счет действия на кабель сил тяжести от дополнительно подвешенных на кабель утяжелителей, а ввод их в лубрикатор производится специальным механизмом, включающим лебедку, захват, ролики, удлинители и т.д.A device for lowering devices into a well with a high wellhead pressure is known (see, for example, AS USSR N 1126688 class E 21 B 47/00), which is capable of working, as indicated in the description of the invention, with wellhead pressure of 50 MPa ( 500 kg / cm 2 ). In this known device, the device is lowered into the well due to the action of gravity on the cable from additional weighting agents suspended on the cable, and their input into the lubricator is carried out by a special mechanism, including a winch, grab, rollers, extension cords, etc.
Основные недостатки этого устройства следующие:
- недостаточная надежность устройства, так как подвеска утяжелителей на кабель при заданной глубине спуска прибора существенно увеличивает напряжения растяжения в кабеле, причем, чем выше устьевое давление в скважине, тем больше необходимый для спуска вес груза и тем на большую величину возрастают напряжения в кабеле. Использование утяжелителей снижают запас прочности кабеля, повышается опасность его разрушения;
- высокая стоимость исследовательских работ из-за повышенной их трудоемкости, связанной с необходимостью ручного монтажа и демонтажа большого количества тяжелых деталей (утяжелителей, захватов, роликов, удлинителей и т. д. ), тяжелого устройства в сборе на устье скважины, а также из-за использования механизма перемещения утяжелителей, прибора в лубрикаторе с ручным приводом.The main disadvantages of this device are as follows:
- insufficient reliability of the device, since the suspension of weighting agents on the cable at a given depth of descent of the device significantly increases tensile stresses in the cable, and the higher the wellhead pressure in the well, the greater the weight of the load necessary for descent and the greater the voltage in the cable increases. The use of weighting agents reduces the safety margin of the cable, the risk of its destruction increases;
- the high cost of research due to their increased complexity associated with the need for manual installation and dismantling of a large number of heavy parts (weighting materials, grippers, rollers, extension cords, etc.), a heavy assembly at the wellhead, and also for using the mechanism for moving weighting agents, the device in a lubricator with a manual drive.
Известно также устройство для спуска прибора в скважину с высоким устьевым давлением, имеющее утяжелитель (см. а.с. СССР N 761700 кл. E 21 B 47/00), у которого отсутствует большинство выше перечисленных недостатков, но оно применимо только в том случае, если имеется местное сужение в стволе скважины, в частности клапан-отсекатель. Причем этот клапан должен находиться для получения максимальной надежности на той глубине, на которой сил тяжести от кабеля и подвешенного на нем прибора становится уже достаточным для преодоления сил, действующих на кабель в сальниковом уплотнении лубрикатора. It is also known a device for lowering the device into a well with a high wellhead pressure having a weighting agent (see USSR AS N 761700 class E 21 B 47/00), which lacks most of the above disadvantages, but it is applicable only if if there is local narrowing in the wellbore, in particular a shutoff valve. Moreover, this valve should be located to obtain maximum reliability at the depth at which the gravity from the cable and the device suspended on it becomes already sufficient to overcome the forces acting on the cable in the lubricator packing gland.
Известно устройство для спуска приборов в скважину с высоким устьевым давлением, содержащее фонтанную арматуру, лубрикатор с сальниковым уплотнением, гибкий длинномерный элемент, механизм его спуска в скважину, который выполнен в виде системы роликов, соединенных замкнутой лентой, распрямляющейся и сворачивающейся в трубку в месте прохода ее через сальниковое уплотнение лубрикатора, соприкасаемой в этом месте с уплотнением и кабелем и служащей для кабеля проталкивающим элементом механизма спуска (см. а.с. СССР N 1059155 кл. E 21 B 47/00). Применение этого известного устройства существенно снижает стоимость исследовательских работ благодаря наличию гидравлического или электрического двигателя для привода механизма спуска кабеля. Однако оно не может применяться при высоком устьевом давлении скважины, так как невозможно создать прочную ленту, способную выдержать большое тяговое усилие для проталкивания кабеля через сальниковое уплотнение лубрикатора и одновременно очень эластичную, способную сворачиваться в трубку без зазора по торцам этой трубки. Наличие такого зазора значительно снижает уровень давления в устье скважины, до которого можно использовать это известное устройство. A device is known for launching devices into a well with high wellhead pressure, comprising flowing fittings, a lubricator with stuffing box packing, a flexible long-length element, a mechanism for lowering it into the well, which is made in the form of a system of rollers connected by a closed tape, straightened and curled into a tube at the passage it through the stuffing box seal of the lubricator in contact with the seal and the cable in this place and serving as a pushing element for the cable for the descent mechanism (see AS USSR N 1059155 class E 21 B 47/00). The use of this known device significantly reduces the cost of research due to the presence of a hydraulic or electric motor to drive the cable descent mechanism. However, it cannot be used at high wellhead pressures, since it is impossible to create a strong tape that can withstand a large pulling force to push the cable through the stuffing box seal of the lubricator and at the same time very flexible, which can be folded into the tube without a gap at the ends of this tube. The presence of such a gap significantly reduces the level of pressure at the wellhead to which this known device can be used.
Известно устройство для спуска кабеля в скважину (см. описание изобретения к патенту РФ N 2002031 кл. E 21 B 33/03), в котором тяговый элемент кабеля выполнен в виде металлических конических муфт и резиновых цанг, расположенных в центральном отверстии патрубка, соединенного соосно с дифференциальным рабочим поршнем. Зажатие кабеля и его перемещения в скважину в этом известном устройстве производится за счет периодического подвода воздуха с высоким давлением в рабочую полость дифференциального поршня и последующего быстрого стравливания его в окружающую среду. В результате этого происходит возвратно-поступательное движение дифференциального поршня и перемещения кабеля в скважину на величину хода поршня при каждом его цикле. Это устройство более надежно в работе, так как уменьшена интенсивность износа кабеля благодаря применению цанг из резины, более низкая трудоемкость геофизических исследований получена благодаря использованию сжатого воздуха для привода дифференциального поршня вместо ручного привода. Однако применение этого устройства для исследования скважин с повышенным давлением в устье также затруднено, а иногда даже невозможно. Это связано с тем, что в данном устройстве не может быть получено удельного давления резиновой цанги на наружную поверхность кабеля больше, чем удельное давление жидкости в устье скважины на торец муфты. Вследствие этого даже при значительном увеличении количества цанг и муфт в известном устройстве практически невозможно получить достаточную силу трения пакета цанг и муфт, чтобы преодолеть силу, равную сумме сил выталкивания кабеля и трения в сальнике лубрикатора. Кроме того, по той же причине будут очень большие утечки рабочей среды скважины в полость с атмосферным давлением, расположенную между дифференциальным поршнем и нижним уплотнением, которые необходимо стравливать наружу. Причем в этом случае сильно усложняется система привода устройства, так как необходимо иметь при проведении исследований очень большой запас сжатого воздуха с высоким давлением, например, в баллонах, что удорожает стоимость работ. A device for lowering a cable into a well is known (see the description of the invention to the patent of the Russian Federation N 2002031 class E 21 B 33/03), in which the cable traction element is made in the form of metal conical couplings and rubber collets located in the central hole of the pipe connected coaxially with differential working piston. The clamping of the cable and its movement into the well in this known device is carried out by periodically supplying high pressure air to the working cavity of the differential piston and then quickly bleeding it into the environment. As a result of this, the reciprocating movement of the differential piston and the movement of the cable into the borehole occurs by the amount of piston stroke during each cycle. This device is more reliable in operation, since the wear rate of the cable is reduced due to the use of rubber collets, the lower laboriousness of geophysical studies is obtained by using compressed air to drive a differential piston instead of a manual drive. However, the use of this device for the study of wells with high pressure at the wellhead is also difficult, and sometimes even impossible. This is due to the fact that in this device the specific pressure of the rubber collet on the outer surface of the cable cannot be obtained more than the specific pressure of the liquid at the wellhead at the end of the sleeve. As a result of this, even with a significant increase in the number of collets and couplings in the known device, it is practically impossible to obtain a sufficient friction force of the collet package and couplings in order to overcome the force equal to the sum of the forces of the cable ejection and friction in the oil seal. In addition, for the same reason, there will be very large leaks of the working medium of the well into the cavity with atmospheric pressure located between the differential piston and the lower seal, which must be blew out. Moreover, in this case, the drive system of the device is very complicated, since it is necessary to have a very large supply of compressed air with high pressure, for example, in cylinders, when conducting research, which increases the cost of the work.
Наиболее близким к предлагаемому по технической сущности и достигаемому результату является устройство для спуска кабеля в скважину по а.с. СССР N 899878 кл. E 21 B 47/00. Это известное устройство содержит длинный длинномерный элемент (кабель), лубрикатор с уплотнением для этого элемента, привод с выходной приводной частью, расположенной между лубрикатором и устьем скважины, включающей герметичной цилиндрический корпус, в котором размещена разрезная конусная тяговая втулка, предназначенная для захвата и перемещения кабеля вниз в скважину, охватывающая этот кабель, по обе стороны от которой находится по поршню, снабженному центральным сквозным отверстием для прохода кабеля в скважину. Перемещение кабеля в этом известном устройстве осуществляется за счет давления эксцентрика вниз на верхний поршень при вращении рукоятки привода, при котором в начальный момент сначала заклинивается кабель посредством разрезной конусной втулки, после чего верхний поршень вместе с этой тяговой втулкой и зажатым в ней кабелем тянет его в скважину, преодолевая суммарную силу, включающую силу выталкивания вверх кабеля, силу трения в сальниковом уплотнении лубрикатора, силу трения верхнего поршня и стенки герметичного цилиндрического корпуса, силу сжатия возвратной пружины, силу сопротивления жидкости скважины от ее перетекания из полости, где расположена возвратная пружина, в полость расположения эксцентрика, силу, необходимую для расклинивания разрезной конусной втулки, расположенной в нижнем поршне. Возвращение верхнего поршня в исходное верхнее положение происходит под действием возвратной пружины, при котором заклинивается нижняя разрезная конусная втулка, расположенная в нижнем неподвижном поршне, и расклинивается верхняя конусная втулка, которая, проскальзывая по кабелю, занимает верхнее исходное положение. The closest to the proposed technical essence and the achieved result is a device for lowering the cable into the well according to AS USSR N 899878 class. E 21
Это устройство обеспечивает исследование скважин при более высоком давлении в их устье благодаря возможности обеспечения в этой конструкции большей площади контакта по поверхности соприкосновения кабеля с тяговой разрезной конусной втулкой в момент ее окончательного заклинивания при работе устройства. Однако существенное увеличение этой площади контакта может быть достигнуто без повреждения кабеля только в случае полного соответствия размеров по профилю и шагу резьбовой поверхности тяговой разрезной конусной втулки и сопрягаемой многозаходной резьбовой поверхности кабеля, образуемой его оплеткой. Причем это увеличение может быть получено только в момент максимального допустимого обжатия кабеля упомянутой втулкой. This device provides the study of wells at a higher pressure in their mouth due to the possibility of providing in this design a larger contact area along the contact surface of the cable with the traction split taper sleeve at the time of its final jamming during operation of the device. However, a significant increase in this contact area can be achieved without damaging the cable only if the dimensions and profile of the threaded surface of the threaded split taper sleeve and the mating multi-threaded threaded surface of the cable formed by its braid are fully consistent. Moreover, this increase can be obtained only at the time of the maximum allowable compression cable mentioned sleeve.
Основным недостатком этого известного устройства является интенсивный износ кабеля в работе. Это связано, во первых, с тем, что современная технология не позволяет изготовить кабель с такими точными размерами по его диаметру, постоянству их по длине кабеля, шагу резьбовых канавок оплетки и т.д., чтобы получить при работе устройства необходимую площадь контакта даже при использовании в оплетке калиброванной проволоки. Во вторых, точность размеров кабеля значительно изменяется в процессе эксплуатации устройства в результате действующих на него нагрузок и постепенной вытяжки. В связи с этим, в таких случаях соприкосновение половинок тяговой разрезной конусной втулки с кабелем под действием пружин предварительного поджатия происходит только по отдельным участкам вершин витков резьбы этих половинок с небольшим перекрытием в радиальном направлении относительно витков оплетки. Поэтому, в начальный момент обжатия для среза перекрываемых в радиальном направлении отдельных участков резьбы может быть вполне достаточным действие небольших возникающих в этот момент осевых сил. Поэтому, процесс износа кабеля при движении разрезной тяговой конусной втулки вверх, сопровождаемый смятием и срезом материала по этим отдельным участкам, происходит наиболее интенсивно. В частности, даже в идеальном случае, когда размеры кабеля по оплетке номинальные, срез витков оплетки будет происходить из-за изготовления разрезной тяговой конусной втулки из двух половинок, так как при их встречном движении при обжатии кабеля, направленном к его оси, в контакт с витками оплетки в начале обжатия будут входить только те небольшие участки вершин резьбового профиля тяговой разрезной конусной втулки, которые расположены вблизи плоскости ее разъема. The main disadvantage of this known device is the intensive wear of the cable in operation. This is due, firstly, to the fact that modern technology does not allow the manufacture of cables with such exact dimensions in terms of diameter, their constancy along the length of the cable, the pitch of the threaded sheaths of the braid, etc. use in the braid of calibrated wire. Secondly, the cable size accuracy changes significantly during the operation of the device as a result of the loads acting on it and gradual drawing. In this regard, in such cases, the halves of the traction split taper bushing come into contact with the cable under the action of the pre-compression springs only in separate sections of the tops of the threads of the threads of these halves with a slight overlap in the radial direction relative to the braids. Therefore, at the initial moment of compression, for the cutting of individual sections of the thread overlapping in the radial direction, the action of small axial forces arising at this moment may be quite sufficient. Therefore, the process of cable wear during the movement of the split traction cone sleeve up, accompanied by crushing and shearing of material in these individual sections, occurs most intensively. In particular, even in the ideal case, when the cable dimensions on the braid are nominal, the cut of the turns of the braid will occur due to the manufacture of a split traction cone sleeve from two halves, since when they meet in the opposite direction when the cable is crimped, directed to its axis, in contact with only those small sections of the vertices of the threaded profile of the traction split taper sleeve that are located near the plane of its connector will enter the turns of the braid at the beginning of compression.
Описанные выше факторы существенно снижают надежность и долговечность работы устройства. The factors described above significantly reduce the reliability and durability of the device.
Следует заметить, что снижение надежности работы известного устройства при его применении в скважинах с очень высоким устьевым давлением может происходить и из-за действия других факторов, в частности в случае сильного загрязнения жидкости, находящейся в скважине, например, илом, глиной и т.д. Это происходит потому, что уже в начале спуска резьба тяговой разрезной конусной втулки и неровности на наружной поверхности оплетки в таком случае заполняются твердой массой. При этом соприкасаемые поверхности становятся гладкими, что снижает коэффициент трения между ними, а значит снижается уровень давления скважины, до которого можно использовать это известное устройство. Снижение надежности, в частности, происходит и при загрязнении резьбы хотя бы одной из втулок, например нижней, так как при этом движении верхнего поршня вверх не происходит ее полного заклинивания, а выталкивание тяговой разрезной конусной втулки начинает происходить только за счет сил сжатия довольно длинного участка кабеля, расположенного между верхним поршнем и сальниковым уплотнением лубрикатора. При таком сжатии этого участка кабеля происходит его недопустимый изгиб, что может привести к разрушению оплетки и снижению надежности устройства. It should be noted that the decrease in the reliability of the known device when it is used in wells with very high wellhead pressure can also occur due to the action of other factors, in particular in the case of severe contamination of the liquid in the well, for example, sludge, clay, etc. . This is because already at the beginning of the descent, the threads of the traction split taper sleeve and roughnesses on the outer surface of the braid are then filled with a solid mass. In this case, the contacting surfaces become smooth, which reduces the friction coefficient between them, which means that the pressure level of the well to which this known device can be used is reduced. A decrease in reliability, in particular, occurs when the thread of at least one of the bushings, for example the lower one, is contaminated, since with this movement of the upper piston upwards it does not completely jam, and the pulling out of the traction split taper sleeve starts only due to the compression forces of a rather long section cable located between the upper piston and the lubricator packing. With this compression of this section of the cable, its unacceptable bending occurs, which can lead to the destruction of the braid and reduce the reliability of the device.
Кроме того, процесс исследования скважин с применением такого известного устройства довольно трудоемок из-за отсутствия механического привода эксцентрика. Применение в этом случае известных двигателей для этого, например, электродвигателя с редуктором значительно усложняет конструкцию устройства. In addition, the process of researching wells using such a known device is quite laborious due to the lack of a mechanical drive of the eccentric. The use in this case of known motors for this, for example, an electric motor with a gearbox, greatly complicates the design of the device.
Задачей изобретения является повышение надежности и долговечности работы устройства, а также снижение трудоемкости процесса геофизических исследований в скважинах с высоким устьевым давлением. The objective of the invention is to increase the reliability and durability of the device, as well as reducing the complexity of the process of geophysical research in wells with high wellhead pressure.
Поставленная задача решается за счет того, что в предлагаемом устройстве для спуска кабеля в скважину, оборудованную фонтанной арматурой, содержащем длинный длинномерный элемент (кабель) для подвески приборов, лубрикатор с сальниковым уплотнением для кабеля особым образом выполнен привод с выходной приводной частью, а именно: он выполнен гидравлическим в форме объемного гидропривода, включающего гидравлический источник энергии, распределительное и запорно-дроссельное устройства и выходную приводную часть (гидродвигатель). Причем гидравлический источник энергии выполнен в виде двух дифференциальных гидроцилиндров с неодинаковым по величине отношением площадей большей по размеру ступени его ступенчатого поршня к меньшей, а в выходной приводной части, которая, как и в прототипе, расположена между лубрикатором и устьем скважины, и включает герметичный цилиндрический корпус с размещенной в нем разрезной тяговой втулкой, предназначенной для захвата и перемещения кабеля вниз в скважину и охватывающей этот кабель, имеющий по обе стороны от себя по поршню, снабженному сквозным центральным отверстием для прохода кабеля, и в которой особым образом выполнены и размещены упомянутые поршни и тяговая разрезная втулка, а именно: оба поршня гидродвигателя дополнительно снабжены полыми штоками, направленными в противоположенные стороны, уплотненными вместе с поршнями в герметичном цилиндрическом корпусе с образованием в нем рабочих полостей и установленными в этом герметичном цилиндрическом корпусе с возможностью взаимодействия с упомянутой тяговой разрезной втулкой, выполненной из мягкого упругого материала, например резины, и с возможностью возвратно-поступательного движения. Кроме того, рабочая полость первого из дифференциальных гидроцилиндров, имеющего меньшее по величине отношение размеров площадей ступеней его ступенчатого поршня, расположенная со стороны большей по величине ступени его поршня, соединена каналом с полостью высокого давления устья скважины, аналогичная же рабочая полость второго из дифференциальных гидроцилиндров через распределительное устройство - с той же полостью высокого давления устья скважины и со сливом в окружающую среду, рабочая же полость, расположенная со стороны меньшей по площади ступени его поршня упомянутого первого дифференциального гидроцилиндра, соединена каналом с рабочей полостью гидроцилиндра, расположенной со стороны места подстыковки устройства к устью скважины, а аналогичная рабочая полость второго дифференциального гидроцилиндра - с рабочей полостью гидродвигателя, расположенной со стороны места подстыковки устройства к лубрикатору. The problem is solved due to the fact that in the proposed device for lowering the cable into the well, equipped with fountain fittings containing a long lengthy element (cable) for hanging devices, a lubricator with stuffing box seal for the cable, the drive with the output drive part was made in a special way, namely: it is made hydraulic in the form of a volume hydraulic actuator, including a hydraulic energy source, distribution and locking-throttle devices, and an output drive part (hydraulic motor). Moreover, the hydraulic energy source is made in the form of two differential hydraulic cylinders with an unequal ratio of the areas of the larger step of its step piston to the smaller, and in the output drive part, which, as in the prototype, is located between the lubricator and the wellhead, and includes a sealed cylindrical a housing with a split traction sleeve located in it, designed to capture and move the cable down into the well and covering this cable, having a piston on both sides of itself, provided a through central hole for cable passage, and in which said pistons and traction split sleeve are specially made and placed, namely: both hydraulic pistons are additionally provided with hollow rods directed in opposite directions, sealed together with pistons in a sealed cylindrical housing with the formation of working cavities and installed in this sealed cylindrical body with the possibility of interaction with the said traction split sleeve made of soft elastic material, such as rubber, and with the possibility of reciprocating motion. In addition, the working cavity of the first of the differential hydraulic cylinders, having a smaller ratio of the sizes of the areas of the steps of its stepped piston, located on the side of the largest steps of its piston, is connected by a channel to the high-pressure cavity of the wellhead, the same working cavity of the second of the differential hydraulic cylinders through switchgear - with the same high-pressure cavity of the wellhead and with discharge to the environment, the working cavity located on the smaller side a stage of its piston area of said first differential cylinder, passage connected with the hydraulic cylinder working chamber situated from the side place the attach devices to the wellhead, and a similar second working chamber of the differential cylinder - with a hydraulic working chamber situated from the side place the attach devices to the lubricator.
Кроме того, устройство снабжено запорно-дроссельным устройством, необходимым для обеспечения получения общего сопротивления гидросистемы второго дифференциального гидроцилиндра меньше, чем первого, а также для регулирования скорости спуска кабеля. Поэтому, это запорно-дроссельное устройство может быть установлено для получения упомянутого результата в любом из каналов, соединяющих гидродвигатель и дифференциальные гидроцилиндры, кроме канала слива из распределительного устройства, в зависимости от фактического сопротивления этих гидросистем. In addition, the device is equipped with a locking-throttle device necessary to ensure that the total hydraulic resistance of the second differential hydraulic cylinder is less than the first, and also to control the speed of the cable. Therefore, this locking and throttling device can be installed to obtain the mentioned result in any of the channels connecting the hydraulic motor and differential hydraulic cylinders, except for the drain channel from the switchgear, depending on the actual resistance of these hydraulic systems.
Причем предлагаемое устройство в месте отбора рабочей жидкости к дифференциальным гидроцилиндрам снабжено фильтром, выполненным в виде кольцевой полости, образованной внутренней поверхностью герметичного цилиндрического корпуса гидродвигателя и наружной поверхностью штока его поршня и соединенной с полостью устья скважины неуплотняемой, заданного размера или регулируемой по размеру кольцевой щелью, образуемой этими корпусом и штоком. Moreover, the proposed device at the place of selection of the working fluid to the differential hydraulic cylinders is equipped with a filter made in the form of an annular cavity formed by the inner surface of the sealed cylindrical housing of the hydraulic motor and the outer surface of the piston rod and connected to the cavity of the wellhead with a non-sealed, predetermined size or size-adjustable annular gap, formed by these body and stem.
Изложенная сущность поясняется чертежами:
на фиг. 1 - предлагаемое устройство с взаимным положением деталей после его монтажа на скважину перед началом работы;
на фиг. 2 - то же, в момент захвата кабеля тяговой разрезной втулкой;
на фиг. 3 - то же, в момент окончания первого цикла спуска кабеля в скважину;
на фиг. 4 - элемент I, отдельно изображенный фильтр, встроенный в гидродвигатель.The stated essence is illustrated by the drawings:
in FIG. 1 - the proposed device with the relative position of the parts after installation on the well before starting work;
in FIG. 2 - the same, at the time of cable capture by a traction split sleeve;
in FIG. 3 - the same, at the end of the first cycle of lowering the cable into the well;
in FIG. 4 - element I, a separately depicted filter built into the hydraulic motor.
Предлагаемое устройство (см. фиг. 1) состоит из лубрикатора, содержащего корпус 1, в котором расположены две упорные разрезные втулки 2, сальниковое уплотнение 3, которое поджато зажимной гайкой 4. Через центральное отверстие лубрикатора проходит кабель 5. Привод с выходной частью выполнен в форме объемного гидропривода, включающего гидравлический источник энергии, распределительное и запорно-дроссельное устройства и выходную приводную часть (гидродвигатель), которые расположены между устьем скважины 6 и лубрикатором. The proposed device (see Fig. 1) consists of a lubricator containing a
Гидродвигатель состоит из герметичного цилиндрического корпуса 7, имеющего для обеспечения сборки диаметральный фланцевый разъем 8 (уплотнение в разъеме условно не показано), в котором размещена тяговая разрезная втулка 9, предназначенная для захвата и перемещения кабеля 5 вниз в скважину, охватывающая этот кабель 5. По обе стороны от этой тяговой разрезной втулки 9 находится по поршню 10 и 11, снабженному соответственно центральными сквозными отверстиями 12 и 13 для прохода кабеля 5. Поршни 10 и 11 снабжены соответственно штоками 14 и 15, направленными в противоположенные стороны, уплотненными вместе с поршнями 10 и 11 посредством уплотнительных колец 16, 17, 18, 19 в герметичном цилиндрическом корпусе 7 с образованием в нем рабочих полостей 20 и 21. Кроме того, поршни 10 и 11 установлены в этом корпусе 7 с возможностью взаимодействия с упомянутой тяговой разрезной втулкой 9, выполненной из мягкого упругого материала, например резины, и возможностью возвратно-поступательного движения. При этом взаимодействие поршней с этой тяговой разрезной втулкой 9 осуществляется через промежуточные упорные разрезные втулки 22 и 23. Эти упорные разрезные втулки 22 и 23, как и упорные разрезные втулки 2 в лубрикаторе, выполненные с разъемом в плоскости оси кабеля 5, что позволяет производить спуск в скважину и подъем из скважины кабель вместе с прикрепленным прибором (на чертеже не показан) после демонтажа лубрикатора, верхней части корпуса 7, поршня 11, упорных разрезных втулок, но без демонтажа нижней части корпуса 7. Упорная разрезная втулка 23 для предотвращения ее выпадания из поршня 11 закреплена в нем посредством стопорного кольца 24. The hydraulic motor consists of a sealed
Гидравлический источник энергии выполнен в виде двух дифференциальных гидроцилиндров, состоящих соответственно из ступенчатых цилиндрических корпусов 25 и 26, выполненных для обеспечения сборки устройства из двух частей и соединенных соответственно резьбами 27 и 28. В этих корпусах размещено соответственно по ступенчатому поршню 29 и 30, причем отношение площадей ступеней этих ступенчатых поршней выполнено неодинаковым. Так у ступенчатого поршня 29, расположенного в корпусе 25, отношение размера d большей ступени к размеру d1 меньшей ступени выполнено меньше, чем отношение аналогичных размеров d2 к d3 другого ступенчатого поршня 30, расположенного в корпусе 26. Это может быть достигнуто, например, путем выполнения d равным d2 и d1 больше чем d3. Ступенчатые поршни уплотнены в этих корпусах посредством уплотнительных колец 31, 32, 33, 34 и установлены в них с возможностью возвратно-поступательного движения и с образованием рабочих полостей 35, 36, 37, 38. Полости 39 и 40 ступенчатых корпусов, которые при любом осевом положении ступенчатого поршня относительно своего корпуса находятся между ступенями поршня, соединены через отверстия 41 и 42 с атмосферой. Рабочая полость 35 первого из дифференциальных гидроцилиндров с размерами ступеней d и d1, имеющего меньшее по величине отношение площадей этих ступеней, расположенных со стороны большей по величине ступени с размером d, соединена каналом (трубопроводом) 43 через запорно-дроссельное устройство 44 и фильтр (см. фиг. 4) с полостью высокого давления 45 устья скважины 6.The hydraulic energy source is made in the form of two differential hydraulic cylinders, consisting respectively of stepped
Этот фильтр представляет собой кольцевую полость 46, образованную внутренней поверхностью 47 нижней части герметичного цилиндрического корпуса 7 гидродвигателя и наружной поверхностью 48 штока 14 его поршня 10, соединенной с полостью 45 устья скважины 6 неуплотняемой щелью 49 заданного размера l, образуемой между этим корпусом 7 и штоком 14. Размер щели l подбирается экспериментально минимально возможным из условия обеспечения необходимого расхода среды скважины для работы устройства и одновременно для предотвращения ее засорения в работе. Кроме того, возможен вариант исполнения этой щели регулируемой, например, путем применения вворачиваемых по резьбе в корпус 7 сменных насадков с различными размерами их внутреннего диаметра по месту образования щели. This filter is an
Другая аналогичная полость 37 второго дифференциального гидроцилиндра соединена каналом (трубопроводом) 50 через распределительное устройство 51 и упомянутый фильтр также с полостью высокого давления 45 устья скважины 6, а также со сливом в окружающую среду посредством трубопровода 52, например, в емкость 53. Рабочая полость 36, расположенная со стороны меньшей по размеру ступени ступенчатого поршня первого дифференциального гидроцилиндра, соединена каналом (трубопроводом) 54 с рабочей полостью 20 гидродвигателя, расположенной со стороны места подстыковки его к устью 6 скважины. Другая аналогичная рабочая полость 38 второго дифференциального гидроцилиндра соединена каналом (трубопроводом) 55 с рабочей полостью 21 гидродвигателя, расположенной со стороны места его подстыковки к лубрикатору. Another
Конструкция распределительного устройства и запорно-дроссельного устройства может быть любой, способной работать при высоких давлениях жидкости (см. , например, книгу Т.М.Башта и др. "Гидравлика, гидромашины и гидроприводы", М., Машиностроение, 1982, стр. 365, рис. 3.72. Крановый торцовый гидростатически уравновешенный распределитель). The design of the switchgear and locking-throttle device can be any one capable of operating at high fluid pressures (see, for example, the book by T. M. Basht and others. "Hydraulics, hydraulic machines and hydraulic drives", M., Mechanical Engineering, 1982, p. 365, Fig. 3.72. Crane end face hydrostatically balanced distributor).
Сборка предлагаемого устройства осуществляется в следующем порядке. Вначале на конец трубы устья скважины 6 навинчивается нижняя часть герметичного цилиндрического корпуса 7 по резьбе 56 (см. фиг. 4), в которой предварительно смонтирован поршень 10. Затем надевают на кабель 5 с прикрепленным на нем прибором (на чертеже не показан) корпус 1 лубрикатора, верхнюю часть корпуса 7 и поршень 11. Затем опускают прибор на кабеле ниже резьбы 56 в устье скважины до превентора или вентиля арматуры (на чертеже не показаны). После этого монтируют нижнюю упорную разрезную втулку 22, затем тяговую разрезную втулку 9, затем верхний поршень 11, предварительно закрепив в ней верхнюю упорную разрезную втулку 23 посредством разрезного кольца 24. После чего на шток 15 поршня 11 устанавливают и закрепляют верхнюю часть корпуса 7. Монтаж лубрикатора начинается с установки его корпуса 1 на верхнюю часть корпуса 7, затем устанавливается нижняя упорная разрезная втулка 2, сальниковое уплотнение 3, верхняя упорная разрезная втулка 2 и зажимают гайкой 4, которую затягивают моментом, создающим удельное давление сальникового уплотнения на кабель, минимальное необходимое для получения герметичности и удержание кабеля от выталкивающей силы. The assembly of the proposed device is carried out in the following order. First, the lower part of the sealed
Монтаж и сборка дифференциальных гидроцилиндров, запорно-дроссельного и распределительного устройств, трубопроводов или заменяющих их шлангов понятно из чертежа и не требует пояснений. The installation and assembly of differential hydraulic cylinders, locking throttling and distribution devices, pipelines or hoses replacing them is clear from the drawing and does not require explanation.
Перед началом работы гидросистема, состоящая из полостей 20 и 21 гидродвигателя и полостей 36 и 38 дифференциальных гидроцилиндров, трубопроводов 54, 55, заполняется рабочей жидкостью, предпочтительно маслом. Гидросистемы полостей 35, 37 дифференциальных гидроцилиндров и трубопроводов 43 и 50 - рабочей средой скважины (водой) с удалением (стравливанием) имеющегося в гидросистемах воздуха через дренажные штуцеры (на чертежах условно не показаны) известным способом. Исходное состояние запорно-дроссельного и распределительного устройств закрыто (ручка распределительного устройства 57 горизонтальна). Before starting work, the hydraulic system, consisting of the
Устройство работает следующим образом. После проведения с устройством описанных выше сборочно-монтажных работ приоткрывают превентор или вентиль арматуры, которыми оборудована скважина (на чертежах не показаны), после чего рабочая среда скважины, находящаяся под высоким давлением, постепенно заполняет все выше расположенные, соединенные с ней внутренние полости (гидродвигателя, лубрикатора и т.д.), находящиеся до сальникового уплотнения 3 лубрикатора. Стравливание из этих полостей воздуха может быть произведено, например, через сальниковое уплотнение лубрикатора за счет ослабления затяжки зажимной гайки 4. Затем ручку 57 распределительного устройства (см. фиг. 2) плавно переводят в положение, например, вниз, при котором полость 37 соединяется со сливом в окружающую среду, то есть в емкость 53 через трубопровод 52. В результате верхний поршень 11 гидродвигателя начинает перемещаться вверх вместе с закрепленной в нем упорной разрезной втулкой 23 под действием перепада давления, равного разности давлений в скважине и окружающей среды. При этом масло из полости 21 гидродвигателя вытесняется в полость 38 второго дифференциального гидроцилиндра через трубопровод 55 и его ступенчатый поршень 30 в свою очередь идет вниз, вытесняя имеющуюся в полости 37 рабочую среду скважины через открытый канал распределительного устройства 51 и трубопровод 52 на слив в емкость 53. Для того, чтобы поршень 11 занял крайнее верхнее положение производят слив лишнего масла, залитого при монтаже устройства, через дренажный штуцер (на чертеже не показан). Этот слив производят при некотором приподнятом положении поршня 30 на размер l1. Это можно сделать, например, путем установки временного упора в поршень второго дифференциального гидроцилиндра, который выполнен в дне его корпуса 26. Благодаря этому гарантируется перемещение поршня 11 вверх до упора при последующих циклах его движения. Затем приоткрывают запорно-дроссельное устройство 44, после чего рабочая среда из скважины с высоким давлением поступает в полость 35, вследствие чего ступенчатый поршень 29 первого дифференциального гидроцилиндра перемещается вверх, масло из полости 36 с более высоким давлением, чем давление в скважине, увеличенным пропорционально отношению площадей ступеней этого ступенчатого поршня, поступает в полость 20 гидродвигателя через трубопровод 54. В результате этого нижний поршень 10 вместе с незажатой и расположенной в нем тяговой разрезной втулкой 9, упорной разрезной втулкой 22 перемещаются под действием перепада давления, равного разности давлений в полостях 20 и 45, вверх до упора тяговой разрезной втулки 9 в верхнюю упорную разрезную втулку 23. Нижний поршень 10 сжимает тяговую разрезную втулку 9 с силой, равной произведению указанного перепада на рабочую площадь нижнего поршня 10. Для устранения противодействия движению нижнего поршня 10 вверх рабочей среды скважины, находящейся в полости 58 между поршнями 10 и 11 в момент окончательного обжатия тяговой разрезной втулки 9, полость 58 соединена каналом 59 и через внутреннее отверстие 12 штока 14 с полостью устья скважины. Для устранения противодействия движению верхнего поршня вверх той же среды скважины, находящейся в другой полости 13 (отверстии штока) гидродвигателя, верхний поршень снабжается аналогичным перепускным каналом 60.The device operates as follows. After carrying out the assembly and installation work described above with the device, the preventer or valve of the reinforcement with which the well is equipped (not shown in the drawings) is opened, after which the working medium of the well, which is under high pressure, gradually fills all the internal cavities located above (connected to it) (hydraulic motor) , lubricator, etc.) located before the packing 3 of the lubricator. Venting from these air cavities can be effected, for example, through an oil seal of the lubricator by loosening the tightening of the clamping nut 4. Then, the
Для осуществления перемещения кабеля вниз в скважину поворачивают ручку 57 распределительного устройства 51, например, вверх (см. фиг. 3), при котором происходит соединение полости 45 устья скважины с рабочей полостью 37 второго дифференциального гидроцилиндра. При этом ступенчатый поршень 30 под действием поступающей из скважины рабочей среды через трубопровод 50 перемещается вверх, вследствие чего масло с повышенным давлением, пропорционально отношению площадей ступеней этого ступенчатого поршня, большим по величине, чем в первом дифференциальном поршне, вытесняется из полости 38 в полость 21, перемещает верхний поршень вместе с зажатой тяговой разрезной втулкой с кабелем вниз в скважину на величину хода поршней H (см. фиг. 1 и 2), преодолевая сопротивление нижнего поршня 10, давление под которым меньше, чем давлением над верхним поршнем 11. В результате этого движения ступенчатый поршень 29 первого дифференциального гидроцилиндра идет вниз, вытесняя через запорно-дроссельное устройство 44 рабочую среду обратно в скважину. При этом желательно для гарантирования хода поршня 10 до крайнего нижнего положения при следующих циклах слить лишнее масло через дренажный штуцер (на чертеже не показан) из полости 36 при немного приподнятом положении поршня 29 на величину l2, так же как это было осуществлено с поршнем 30.To move the cable down into the well, turn the
Для осуществления следующего цикла спуска кабеля на величину H поворачивают ручку 57 распределительного устройства 51 опять в нижнее положение, при котором верхний поршень 11 начнет быстро перемещаться вверх, поршень 10 из-за наличия сопротивления в дроссельном устройстве 44 будет отставать в перемещении, вследствие этого устранится осевое зажатие тяговой разрезной втулки 9 и она свободно переместится вверх, скользя по кабелю 5 и в конце движения после упора в верхний поршень 11 вновь зажмется заданной осевой силой. Таким образом, совершая колебательные движения ручки 57, производится спуск кабеля, опуская его с каждым циклом на величину H. При каждом цикле из полости 37 второго дифференциального гидроцилиндра выливается в емкость 53 рабочая среда скважины в объеме, равном произведению величин рабочей площади 11, его хода H и отношения площадей ступеней ступенчатого поршня 30 второго дифференциального гидроцилиндра. Чем больше отношение этих площадей, тем больше давление в полости 21 при данном давлении в устье скважины и тем меньших диаметральных размеров, а значит и легче по весу можно выполнить гидродвигатель. Однако уровень максимального давления ограничивается работоспособностью применяемых уплотнительных колец поршней. Если возникает необходимость остановить кабель и прекратить спуск, то ручку 57 распределительного устройства ставят в горизонтальное положение, когда полость 37 отсоединена как от слива в окружающую среду, так и от полости устья скважины. To carry out the next cable descent cycle, turn the
Наружный диаметр d4 штоков (см. фиг. 4) выполнен исходя из условия прохода через их внутренние отверстия используемых при исследовании скважины приборов и обеспечения прочности этих штоков. Наружный диаметр d5 (см. фиг. 2) поршней 10 и 11 выполнен из условия получения такой площади, которая бы обеспечила такую силу сжатия тяговой разрезной втулки 9, чтобы сила трения по поверхности ее соприкосновения с кабелем несколько превышала силу, состоящую из силы выталкивания кабеля из скважины и силы трения кабеля в сальниковом уплотнении 3 лубрикатора.The outer diameter d 4 of the rods (see Fig. 4) is made based on the conditions of passage through their internal holes of the instruments used in the study of the well and ensuring the strength of these rods. The outer diameter d 5 (see Fig. 2) of the
В случае применения предлагаемого устройства в устье скважин с очень высокими давлениями возможен вариант его исполнения с несколькими последовательно установленными тяговыми разрезными резиновыми втулками. Для упрощения расчета, доводки и эксплуатации предлагаемого устройства целесообразно конструкцию тяговых разрезных втулок и сальникового уплотнения делать одинаковой. Кроме того, возможен вариант изготовления устройства, когда для гидродвигателей и двух дифференциальных гидроцилиндров выполнен один общий корпус и часть соединяемых каналов в этом случае находится непосредственно в этом корпусе. Однако это целесообразно только при изготовлении корпуса из прочного и одновременно легкого материала, например титана, так как монтаж на скважину тяжелого устройства, как правило, производится вручную и он затруднен. Предлагаемое устройство рассчитывается и проектируется исходя из максимально возможного ожидаемого давления в устье скважины, при более низких давлениях оно также будет работоспособно, так как давления и силы во всех полостях устройства в работе будут уменьшаться пропорционально давлению в устье скважины. In the case of using the proposed device at the wellhead with very high pressures, a variant of its execution with several successively mounted traction split rubber bushings is possible. To simplify the calculation, debugging and operation of the proposed device, it is advisable to make the design of traction split bushings and stuffing box packing the same. In addition, it is possible to manufacture the device when for hydraulic motors and two differential hydraulic cylinders one common housing is made and part of the connected channels in this case is located directly in this housing. However, this is advisable only in the manufacture of the body from a strong and at the same time light material, such as titanium, since the installation of a heavy device on a well is usually done manually and it is difficult. The proposed device is calculated and designed based on the maximum expected pressure at the wellhead, at lower pressures it will also be operational, since the pressures and forces in all cavities of the device in operation will decrease in proportion to the pressure at the wellhead.
Такое исполнение предлагаемого устройства позволяет получить следующие преимущества:
1. Повысить надежность работы устройства за счет уменьшения износа кабеля в работе. Это достигается благодаря изготовлению тяговой разрезной втулки предлагаемого устройства из мягкого упругого материала, вследствие чего существенно увеличивается площадь соприкосновения этой втулки с кабелем в момент его максимального обжатия, так как материал втулки входит в резьбовые канавки кабеля в радиальном направлении к его оси, заполняя их полностью и не повреждая проволоки оплетки кабеля. Кроме того, контакт этой тяговой разрезной втулки происходит по всей резьбовой поверхности кабеля независимо от точности изготовления резьбы кабеля, его диаметральных размеров, изменения их по длине в отличие от прототипа, где из-за малой площади контакта в начальный момент по отдельным участкам вершин резьбы и при одновременном действии осевой силы происходит их срез, смятие и быстрый износ кабеля. Причем в предлагаемом устройстве практически полностью предотвращен износ тяговой разрезной втулки в отличие от прототипа при ее движении вместе с нижним поршнем гидродвигателя вверх, так как, во-первых, коэффициент трения резины о кабель в присутствии воды очень мал и, во-вторых, в процессе движения этой втулки вверх практически нет никакого поджатия ее к кабелю (в прототипе это происходит за счет пружин предварительного поджатия), так как из-за наличия запорно-дроссельного устройства, верхний поршень гидродвигателя при движении опережает нижний. Кроме того, в предлагаемом устройстве значительно уменьшено снижение надежности работы в случае наличия в скважине сильно загрязненной жидкости, так как в нем имеется возможность при необходимости увеличить число тяговых втулок и тем самым получить любую необходимую площадь контакта тяговой разрезной втулки с кабелем. Также можно увеличить силу прижатия этой втулки к кабелю путем увеличения наружного диаметра поршней гидродвигателя и тем самым увеличить осевую силу сжатия даже при одной тяговой втулке, расположенной в замкнутом объеме, до любой необходимой величины. Указанные возможности позволяют получить более надежный захват кабеля при любой загрязненности рабочей среды скважины по сравнению с прототипом.This embodiment of the proposed device allows to obtain the following advantages:
1. To increase the reliability of the device by reducing cable wear in operation. This is achieved through the manufacture of a traction split sleeve of the proposed device from soft elastic material, as a result of which the contact area of this sleeve with the cable significantly increases at the time of its maximum compression, since the material of the sleeve enters into the threaded grooves of the cable in the radial direction to its axis, filling them completely and without damaging the cable braid wire. In addition, the contact of this traction split sleeve occurs over the entire threaded surface of the cable, regardless of the accuracy of the manufacture of the cable thread, its diametrical dimensions, their length changes, in contrast to the prototype, where due to the small contact area at the initial moment in individual sections of the threads and with the simultaneous action of axial force, they are sheared, crumpled and quickly wear the cable. Moreover, the proposed device is almost completely prevented the wear of the traction split sleeve, unlike the prototype, when it moves together with the lower piston of the hydraulic motor up, since, firstly, the coefficient of friction of rubber on the cable in the presence of water is very small and, secondly, in the process the movement of this sleeve up there is practically no preloading it to the cable (in the prototype this is due to the preload springs), since due to the presence of a locking-throttle device, the upper piston of the hydraulic motor when moving ahead is lower. In addition, in the proposed device, the decrease in the reliability of operation is significantly reduced in the case of the presence of a heavily contaminated fluid in the well, since it is possible to increase the number of traction bushings if necessary and thereby obtain any necessary contact area of the traction split sleeve with cable. You can also increase the pressing force of this sleeve to the cable by increasing the outer diameter of the pistons of the hydraulic motor and thereby increase the axial compression force even with one traction sleeve located in a closed volume to any desired size. These capabilities allow you to get a more reliable cable grip for any contamination of the well’s working environment compared to the prototype.
2. Снизить трудоемкость и стоимость геофизических работ за счет того, что в предлагаемом устройстве, во-первых, вместо ручного привода используется гидравлический источник энергии, позволяющий механизировать процесс спуска, и, во-вторых, этот источник, выполненный в виде двух дифференциальных гидроцилиндров, использует для своей работы практически бесплатную энергию рабочей среды скважины, находящейся под высоким давлением. Выполнение в этих гидроцилиндрах ступенчатых поршней с неодинаковым по величине отношением площадей большей по размеру ступени большей по размеру ступени поршня к меньшей и соединение полостей указанным образом позволяет зажимать и перемещать в гидродвигателе тяговую разрезную втулку вместе с кабелем, находящуюся в среде высокого давления в скважине. Действие оператора сводится к перемещению рукоятки, которая разгружена от гидравлических сил. 2. To reduce the complexity and cost of geophysical work due to the fact that in the proposed device, firstly, instead of a manual drive, a hydraulic energy source is used to mechanize the descent process, and secondly, this source, made in the form of two differential hydraulic cylinders, uses for its work almost free energy of the working medium of the well, which is under high pressure. The execution of step pistons in these hydraulic cylinders with an unequal ratio of the areas of a larger step size to a larger piston stage to a smaller one and the connection of the cavities in this way allows the traction split sleeve together with the cable located in the high pressure medium in the well to be clamped and moved in the hydraulic motor. The operator’s action is to move the handle, which is unloaded from hydraulic forces.
3. Упростить конструкцию устройства, так как фильтр встроен в гидродвигатель и представляет собой кольцевую полость, соединенную с полостью устья скважины кольцевой щелью заданного размера, позволяющей пропускать в дифференциальные гидроцилиндры посторонние частицы до определенного размера, благодаря чему предотвращается засорение каналов гидросистем. 3. To simplify the design of the device, since the filter is built into the hydraulic motor and is an annular cavity connected to the cavity of the wellhead with an annular gap of a given size, which allows foreign particles to pass into the differential hydraulic cylinders to a certain size, thereby preventing clogging of the hydraulic channels.
Claims (2)
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU97101504A RU2125642C1 (en) | 1997-02-07 | 1997-02-07 | Device for lowering cable in well |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU97101504A RU2125642C1 (en) | 1997-02-07 | 1997-02-07 | Device for lowering cable in well |
Publications (2)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2125642C1 true RU2125642C1 (en) | 1999-01-27 |
| RU97101504A RU97101504A (en) | 1999-03-10 |
Family
ID=20189515
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU97101504A RU2125642C1 (en) | 1997-02-07 | 1997-02-07 | Device for lowering cable in well |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2125642C1 (en) |
Cited By (3)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| WO2013040177A1 (en) * | 2011-09-14 | 2013-03-21 | Schlumberger Canada Limited | Hydraulically actuated standoff |
| US9003953B2 (en) | 2011-09-14 | 2015-04-14 | Schlumberger Technology Corporation | Lockable hydraulic actuator |
| CN114753798A (en) * | 2022-05-16 | 2022-07-15 | 帕特恩(大庆)石油科技有限公司 | Multistage sealing protection device for pneumatic isobaric pumping unit well head |
-
1997
- 1997-02-07 RU RU97101504A patent/RU2125642C1/en active
Cited By (5)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| WO2013040177A1 (en) * | 2011-09-14 | 2013-03-21 | Schlumberger Canada Limited | Hydraulically actuated standoff |
| US8714269B2 (en) | 2011-09-14 | 2014-05-06 | Schlumberger Technology Corporation | Hydraulically actuated standoff |
| US9003953B2 (en) | 2011-09-14 | 2015-04-14 | Schlumberger Technology Corporation | Lockable hydraulic actuator |
| CN114753798A (en) * | 2022-05-16 | 2022-07-15 | 帕特恩(大庆)石油科技有限公司 | Multistage sealing protection device for pneumatic isobaric pumping unit well head |
| CN114753798B (en) * | 2022-05-16 | 2022-10-14 | 帕特恩(大庆)石油科技有限公司 | Multistage sealing protection device for pneumatic isobaric pumping unit well head |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| US5287879A (en) | Hydraulically energized wireline blowout preventer | |
| US4938290A (en) | Wireline blowout preventer having mechanical and hydraulic sealing | |
| US3762725A (en) | Wireline stuffing box and sheave | |
| US2555145A (en) | Lubricator device | |
| US5653418A (en) | Ram-type blowout preventer | |
| US20170058628A1 (en) | Blowout Preventer Including Blind Seal Assembly | |
| US4460039A (en) | Wellhead valve removal and installation tool | |
| US5566753A (en) | Stripper/packer | |
| CN100400953C (en) | Means for connecting pipes comprising an axial press surface to take axial pressure from a preloading tool | |
| US20020139535A1 (en) | Remote sub-sea lubricator | |
| US3094166A (en) | Power tool | |
| US4342519A (en) | Connector for an end of an underwater pipe | |
| AU2007202551A1 (en) | Method and Apparatus | |
| GB2613737A (en) | Apparatus and method for tubing hanger installation | |
| RU2125642C1 (en) | Device for lowering cable in well | |
| US4386783A (en) | Packing nut and stuffing box for hydraulic or manual actuation | |
| CA3146057A1 (en) | Vr plug lubricator | |
| US6092596A (en) | Clamping well casings | |
| DE68921477T2 (en) | Hydraulic / torsion installation tool for seals. | |
| US4718487A (en) | Auxiliary well pressure packoff assembly | |
| DE3490694C2 (en) | ||
| US3416767A (en) | Blowout preventer | |
| CN111411914B (en) | Blowout prevention blanking plug for shaft | |
| RU2186194C2 (en) | Device for cable lowering into well | |
| RU2530064C1 (en) | Equipment disengagement method for downhole treatment with simultaneous disengagement of electric or hydraulic lines |