RU2171366C1 - Device for installation and sealing of casing liner in well - Google Patents
Device for installation and sealing of casing liner in well Download PDFInfo
- Publication number
- RU2171366C1 RU2171366C1 RU2000129027A RU2000129027A RU2171366C1 RU 2171366 C1 RU2171366 C1 RU 2171366C1 RU 2000129027 A RU2000129027 A RU 2000129027A RU 2000129027 A RU2000129027 A RU 2000129027A RU 2171366 C1 RU2171366 C1 RU 2171366C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- packer
- disconnector
- shank
- casing
- liner
- Prior art date
Links
Images
Landscapes
- Consolidation Of Soil By Introduction Of Solidifying Substances Into Soil (AREA)
Abstract
Description
Изобретение относится к области крепления нефтяных и газовых скважин, а именно к устройствам для спуска и герметизации заколонного пространства обсадных колонн и, в частности, хвостовиков обсадных колонн. The invention relates to the field of fastening of oil and gas wells, and in particular to devices for lowering and sealing the annular space of casing strings and, in particular, casing strings.
Известно устройство для установки и герметизации хвостовика обсадной колонны, включающее корпус, клапанный узел и узел уплотнительного элемента, выполненный из легкодеформируемого материала, например, алюминия (1). A device for installing and sealing a liner of a casing string is known, including a housing, a valve assembly and a sealing element assembly made of easily deformable material, for example, aluminum (1).
Недостатком известного устройства является невысокая надежность его работы в случае установки в наклонном или горизонтальном участке ствола скважины. Дело в том, что предусмотренный в устройстве элемент (шар) для привода этого устройства в действие не обеспечивает достаточной герметичности устройства при посадке шара на седло. A disadvantage of the known device is the low reliability of its operation if installed in an inclined or horizontal section of the wellbore. The fact is that the element (ball) provided in the device for driving this device does not provide sufficient tightness of the device when the ball is planted on the saddle.
Наиболее близким аналогом изобретения является устройство для установки и герметизации хвостовика обсадной колонны в скважине, включающее корпус, связанные с ним транспортировочную колонну и разъединитель, пакер и якорь, помещенные в верхней части хвостовика под разъединителем (2). The closest analogue of the invention is a device for installing and sealing a casing liner in a well, including a housing, a shipping casing and a disconnector associated with it, a packer and an anchor placed in the upper part of the liner under the disconnector (2).
Недостатком этого устройства является то, что с его применением возникает необходимость выполнения многочисленных технологических операций, связанных с герметизацией заколонного пространства хвостовика и отсоединением этого хвостовика от транспортировочной колонны. The disadvantage of this device is that with its use there is a need to perform numerous technological operations associated with sealing the annular space of the shank and disconnecting this shank from the transport column.
Для привода устройства в действие необходимо применение составной (секционной) пробки. Только это уже может служить причиной негерметичности устройства (при посадке одной секции пробки на другую) и, как следствие, еще больших осложнений вышеупомянутых технологических операций (из-за трудности обеспечения необходимых давлений для привода в действие исполнительных узлов устройства). To drive the device into action, it is necessary to use a composite (sectional) plug. Only this can already cause a leak in the device (when landing one section of the cork on another) and, as a result, even greater complications of the aforementioned technological operations (due to the difficulty of providing the necessary pressures for actuating the actuating units of the device).
Кроме того, известное устройство не обеспечивает возможности возврата его в исходное состояние при ошибочных действиях, например, при несвоевременном пуске верхней секции пробки, и осуществления незапланированной, но необходимой, в текущий момент, промывки для устранения возникшего осложнения. In addition, the known device does not provide the possibility of returning it to its original state in case of erroneous actions, for example, if the upper section of the cork is not started up on time, and flushing is not planned, but necessary, at the moment, to eliminate the complication.
Техническим результатом изобретения является упрощение устройства, повышение надежности его работы и повышение надежности герметизации заколонного пространства хвостовика. The technical result of the invention is to simplify the device, increase the reliability of its operation and increase the reliability of sealing the annular space of the shank.
Необходимый технический результат достигается тем, что устройство для установки и герметизации хвостовика обсадной колонны в скважине, включающее корпус, связанную с ним транспортировочную колонну, разъединитель, пакер и якорь, помещенные в верхней части хвостовика, согласно изобретению снабжено патрубком с радиальными отверстиями и, под этими отверстиями, дроссельно-запорным клапаном для перекрытия этим клапаном внутреннего сечения патрубка при заданном расходе жидкости с заданными реологическими свойствами, при этом патрубок связан с корпусом и образует с хвостовиком, в верхней его части, кольцевую полость, гидравлически связанную с полостью патрубка, через его радиальные отверстия, и с узлами привода якоря, пакера и разъединителя. The necessary technical result is achieved in that the device for installing and sealing the casing liner in the well, including a housing, a shipping casing connected to it, a disconnector, a packer and an anchor placed in the upper part of the liner, according to the invention is equipped with a nozzle with radial holes and, under these openings, a throttle shut-off valve for blocking by this valve the internal section of the pipe at a given fluid flow rate with predetermined rheological properties, while the pipe connection with the housing and forms with the shank, in its upper part, an annular cavity hydraulically connected with the cavity of the pipe, through its radial holes, and with the drive units of the armature, packer and disconnector.
Кроме того, хвостовик ниже пакера выполнен в виде фильтровой колонны с отверстиями в верхней части для вытеснения тампонажного раствора в заколонное пространство хвостовика. In addition, the shank below the packer is made in the form of a filter column with holes in the upper part to displace the cement slurry into the annular space of the shank.
А также, патрубок выполнен с возможностью его извлечения из скважины с корпусом и транспортировочной колонной. And also, the pipe is made with the possibility of its extraction from the well with the body and the transport column.
При этом, дроссельно-запорный клапан выполнен в виде цилиндрической втулки с посадочным седлом в нижней части, жестко связанной с патрубком, и закрепленного во втулке штока, подпружиненного относительно втулки, образующего с ней калиброванный кольцевой канал и имеющего возможность осевого перемещения до посадки на посадочное седло. At the same time, the throttle shutoff valve is made in the form of a cylindrical sleeve with a landing seat in the lower part, rigidly connected to the nozzle, and fixed in the sleeve of the rod, spring-loaded relative to the sleeve, forming a calibrated annular channel with it and having axial movement before landing on the landing seat .
На фиг. 1 показан общий вид устройства;
на фиг. 2 - общий вид дроссельно-запорного клапана;
на фиг. 3 - сечение дроссельно-запорного клапана.In FIG. 1 shows a general view of the device;
in FIG. 2 - general view of the butterfly valve;
in FIG. 3 - section throttle shutoff valve.
Устройство (фиг. 1) включает в себя корпус 1. С ним связана транспортировочная колонна 2. В верхней части хвостовика 3 помещены разъединитель 4, пакер 5 и якорь 6. Устройство имеет патрубок 7 с радиальными отверстиями 8 и дроссельно-запорным клапаном 9 для перекрытия этим клапаном внутреннего сечения патрубка при заданном расходе жидкости с заданными реологическими свойствами. Патрубок 7 связан с корпусом 1 и образует с хвостовиком 3, в верхней его части, кольцевую полость 10, гидравлически связанную с полостью патрубка 7, через его радиальные отверстия 8, и с гидравлическими узлами привода якоря 6, пакера 5 и разъединителя 4. Якорь 6, пакер 5 и разъединитель 4 выполнены с возможностью приведения их в действие в соответствующей последовательности. Патрубок 7 установлен (в хвостовике 3) с возможностью его извлечения вместе с корпусом 1 и транспортировочной колонной 2. Собственно гидравлические узлы привода якоря, пакера и разъединителя показаны на фиг. 1 позициями соответственно 11, 12 и 13 и представляют собой, например, дифференциальные втулки, закрепленные на корпусах якоря, пакера и разъединителя срезными элементами 14, рассчитанными на разные давления среза. Каждая из дифференциальных втулок образует с соответствующим корпусом рабочую полость, гидравлически связанную с кольцевой полостью 10. При этом дифференциальная втулка разъединителя фиксирует, например, элементы относительной фиксации 15 разъединителя 4 с корпусом 1. В верхней части хвостовика установлен центратор 16. The device (Fig. 1) includes a housing 1. A transport column 2 is connected to it. A disconnector 4, a packer 5 and an anchor 6 are placed in the upper part of the
Хвостовик 3 ниже пакера 5 может быть выполнен в виде фильтровой колонны с отверстиями в верхней части (не показаны) для вытеснения тампонажного раствора в заколонное пространство хвостовика. The
Дроссельно-запорный клапан (фиг. 2) выполнен в виде цилиндрической втулки 17 с посадочным седлом 18 в нижней части. При этом цилиндрическая втулка 17 жестко связана с патрубком 7. В этой же цилиндрической втулке 17 закреплен шток 19, например, с помощью гайки 20 с прорезями 21 (фиг. 3) для обеспечения циркуляции жидкости. Шток 19 подпружинен относительно цилиндрической втулки (ее соединительного элемента - гайки 20) и образует с внутренней поверхностью цилиндрической втулки калиброванный кольцевой канал 22. При этом шток 19 имеет возможность осевого перемещения до посадки на посадочное седло 18. Регулировку давления срабатывания дроссельно-запорного клапана осуществляют посредством сжатия пружины 23 регулировочными гайками 24. The throttle-locking valve (Fig. 2) is made in the form of a
Устройство работает следующим образом. The device operates as follows.
Хвостовик 3 с разъединителем 4, пакером 5 и якорем 6 спускают на транспортировочной колонне 2 в скважину. Во время спуска хвостовика в скважину могут быть его посадки, обусловленные состоянием ствола скважины, которое, в свою очередь, определяется геологическими условиями. В этих случаях могут быть осуществлены промывки ствола скважины с определенным расходом и подачей промывочного раствора по транспортировочной колонне 2 через дроссельно-запорный клапан 9. The
После установки хвостовика 3 в заданном интервале скважины создают циркуляцию жидкости через дроссельно-запорный клапан 9, осуществляют промывку скважины. Затем, при необходимости, закачивают через верхние отверстия фильтра нетвердеющий вязкоупругий тампонажный состав (например, на основе полиакриламида) для дополнительной герметизации заколонного пространства верхней части хвостовика. После этого осуществляют циркуляцию жидкости с увеличенным (в сравнении с промывкой) расходом. Под действием перепада давления, возникающего в калиброванном кольцевом канале 22, шток 19 сжимает пружину 23 и садится на посадочное седло 18. При дальнейшем увеличении давления в транспортировочной колонне 2 оно через радиальные отверстия 8 патрубка 7 передается в кольцевую полость 10, а через нее в полости приводных узлов 11, 12, 13 соответственно якоря 6, пакера 5 и разъединителя 4. Каждый из этих узлов настроен на разные давления срабатывания. При достижении каждого из этих давлений обеспечивается возможность последовательного автоматического срабатывания якоря 6, затем пакера 5 и, после этого, разъединителя 4. Срабатывание вышеупомянутых приводных узлов происходит после передачи соответствующих давлений из кольцевой полости 10 в рабочие полости дифференциальных втулок этих узлов, срезания в каждом из этих узлов срезных элементов 14 и перемещения дифференциальных втулок с приводом узлов в рабочее положение. Срабатывание разъединителя происходит с перемещением ее дифференциальной втулки и освобождением элементов относительной фиксации 15 корпуса 1 и разъединителя 4. Давление срабатывания якоря может составить, например, 12 МПа, пакера - 15 МПа, а разъединителя - 18 МПа. После срабатывания разъединителя транспортировочную колонну с корпусом и патрубком приподнимают над верхней частью хвостовика и осуществляют циркуляцию жидкости для вымывания нетвердеющего тампонажного раствора из скважины (в случае его применения). Затем транспортировочную колонну с корпусом и патрубком из скважины извлекают. After installing the
Таким образом, с применением устройства по данному изобретению создают значительное упрощение технологических операций по установке и герметизации хвостовика обсадной колонны. Все операции могут быть осуществлены автоматически при достижении определенных давлений в транспортировочной колонне. При этом, в случае возможных осложнений устройство может быть переключено в промежуточное положение, обеспечивающее возможность дополнительной промывки скважины для устранения возможных осложнений. Thus, using the device according to this invention create a significant simplification of the technological operations for installation and sealing of the liner casing. All operations can be carried out automatically when certain pressures in the transport column are reached. In this case, in case of possible complications, the device can be switched to an intermediate position, providing the possibility of additional flushing of the well to eliminate possible complications.
За счет этого может быть обеспечена и более надежная герметизация заколонного пространства хвостовика. При этом она может быть усилена за счет дополнительного тампонирования хвостовика в интервале размещения пакера. Due to this, more reliable sealing of the annular space of the shank can be provided. Moreover, it can be enhanced by additional plugging of the shank in the interval of placement of the packer.
Источники информации
1. Устройство типа ПМП для спуска и подвески хвостовиков. Каталог выпускаемой продукции ОАО НПО "Буровая техника" - ВНИИБТ", 1998 - 1999 г.г.Sources of information
1. Device type PMP for the descent and suspension of the shanks. The catalog of products of OAO NPO Burovaya Technika - VNIIBT, 1998 - 1999
2. Устройство спуска, подвески и герметизации хвостовика. Рекламный проспект, НПО "Буровая техника" - ВНИИБТ", АООТ "Тяжпрессмаш", 1986. 2. The device descent, suspension and sealing of the shank. Advertising brochure, NPO "Drilling equipment" - VNIIBT ", AOOT" Tyazhpressmash ", 1986.
Claims (4)
Priority Applications (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
RU2000129027A RU2171366C1 (en) | 2000-11-22 | 2000-11-22 | Device for installation and sealing of casing liner in well |
Applications Claiming Priority (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
RU2000129027A RU2171366C1 (en) | 2000-11-22 | 2000-11-22 | Device for installation and sealing of casing liner in well |
Publications (1)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
RU2171366C1 true RU2171366C1 (en) | 2001-07-27 |
Family
ID=20242375
Family Applications (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
RU2000129027A RU2171366C1 (en) | 2000-11-22 | 2000-11-22 | Device for installation and sealing of casing liner in well |
Country Status (1)
Country | Link |
---|---|
RU (1) | RU2171366C1 (en) |
Cited By (7)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
RU2449110C1 (en) * | 2010-08-17 | 2012-04-27 | Открытое Акционерное Общество "Тяжпрессмаш" | Mechanical-hydraulic packer |
RU2463442C1 (en) * | 2011-04-20 | 2012-10-10 | Открытое Акционерное Общество "Тяжпрессмаш" | Restricting shutoff valve of device for mounting liner string in well |
RU2478770C1 (en) * | 2011-09-27 | 2013-04-10 | Открытое Акционерное Общество "Тяжпрессмаш" | Device to install and seal tail of casing string in well |
RU2478776C1 (en) * | 2011-08-22 | 2013-04-10 | Открытое Акционерное Общество "Тяжпрессмаш" | Device for installation and sealing of casing string liner in well |
RU2584258C1 (en) * | 2015-01-27 | 2016-05-20 | Федеральное государственное автономное образовательное учреждение высшего профессионального образования "Северо-Кавказский федеральный университет" | Device for suspension and sealing blind casing |
RU2675392C1 (en) * | 2017-12-14 | 2018-12-19 | Общество с ограниченной ответственностью "ПетроГазТех "Завод ВСО" (ООО "ПетроГазТех "Завод ВСО") | Liner packer hanger, liner packer hanger anchor assembly, liner packer hanger coupling, liner packer hanger anchor element |
EA039924B1 (en) * | 2012-10-16 | 2022-03-29 | Хэллибертон Энерджи Сервисиз, Инк. | Multilateral bore junction isolation |
-
2000
- 2000-11-22 RU RU2000129027A patent/RU2171366C1/en not_active IP Right Cessation
Non-Patent Citations (1)
Title |
---|
Устройство спуска подвески и герметизации хвостовика, Рекламный проспект, НПО "Буровая техника", - ВНИИБТ", АООТ "Тяжпрессмаш", 1986. * |
Cited By (7)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
RU2449110C1 (en) * | 2010-08-17 | 2012-04-27 | Открытое Акционерное Общество "Тяжпрессмаш" | Mechanical-hydraulic packer |
RU2463442C1 (en) * | 2011-04-20 | 2012-10-10 | Открытое Акционерное Общество "Тяжпрессмаш" | Restricting shutoff valve of device for mounting liner string in well |
RU2478776C1 (en) * | 2011-08-22 | 2013-04-10 | Открытое Акционерное Общество "Тяжпрессмаш" | Device for installation and sealing of casing string liner in well |
RU2478770C1 (en) * | 2011-09-27 | 2013-04-10 | Открытое Акционерное Общество "Тяжпрессмаш" | Device to install and seal tail of casing string in well |
EA039924B1 (en) * | 2012-10-16 | 2022-03-29 | Хэллибертон Энерджи Сервисиз, Инк. | Multilateral bore junction isolation |
RU2584258C1 (en) * | 2015-01-27 | 2016-05-20 | Федеральное государственное автономное образовательное учреждение высшего профессионального образования "Северо-Кавказский федеральный университет" | Device for suspension and sealing blind casing |
RU2675392C1 (en) * | 2017-12-14 | 2018-12-19 | Общество с ограниченной ответственностью "ПетроГазТех "Завод ВСО" (ООО "ПетроГазТех "Завод ВСО") | Liner packer hanger, liner packer hanger anchor assembly, liner packer hanger coupling, liner packer hanger anchor element |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
US7237611B2 (en) | Zero drill completion and production system | |
CA1303976C (en) | Method for installing a liner within a well bore | |
US5660234A (en) | Shallow flow wellhead system | |
US8327930B2 (en) | Equipment for remote launching of cementing plugs | |
US20080164029A1 (en) | Apparatus and method for forming multiple plugs in a wellbore | |
US8479818B2 (en) | Method and apparatus to cement a perforated casing | |
CA3017961A1 (en) | Toe valve | |
RU2320844C2 (en) | Method for pipe spool installation in well | |
US8316931B2 (en) | Equipment for remote launching of cementing plugs | |
RU2171366C1 (en) | Device for installation and sealing of casing liner in well | |
US7234522B2 (en) | Apparatus and method for drilling a wellbore with casing and cementing the casing in the wellbore | |
RU2283941C1 (en) | Troublesome well zone isolation device | |
CA2342657C (en) | Zero drill completion and production system | |
RU2387807C1 (en) | Device for casing liner installation in well | |
RU2215122C2 (en) | Method of sealing of production string and formation shutoff (version) | |
US2138157A (en) | Removable packer for wells | |
RU2170331C2 (en) | Packer equipment | |
US11867021B2 (en) | Off-bottom cementing pod | |
RU2787064C1 (en) | Plug packer drillable | |
RU2730146C1 (en) | Axial-action cup packer | |
US3171481A (en) | Method of multiple string open hole cementing including the step of sealing off the annulus | |
RU2067155C1 (en) | Device for isolation of lost circulation zones | |
GB2415720A (en) | Pressure compensated flow shut-off sleeve | |
RU2234593C2 (en) | Method of productive stratum isolation during cementing casing pipe | |
RU2059789C1 (en) | Method of pressure grouting of holes |
Legal Events
Date | Code | Title | Description |
---|---|---|---|
MM4A | The patent is invalid due to non-payment of fees |
Effective date: 20131123 |