RU2203386C2 - String disconnector - Google Patents

String disconnector Download PDF

Info

Publication number
RU2203386C2
RU2203386C2 RU2001103102A RU2001103102A RU2203386C2 RU 2203386 C2 RU2203386 C2 RU 2203386C2 RU 2001103102 A RU2001103102 A RU 2001103102A RU 2001103102 A RU2001103102 A RU 2001103102A RU 2203386 C2 RU2203386 C2 RU 2203386C2
Authority
RU
Russia
Prior art keywords
sleeve
internal
grooves
cams
housing
Prior art date
Application number
RU2001103102A
Other languages
Russian (ru)
Other versions
RU2001103102A (en
Inventor
Махир Зафар оглы Шарифов
В.А. Леонов
О.А. Егорин
Х.К. Минулин
А.В. Сорокин
Н.Н. Кузнецов
Р.В. Палий
Ю.В. Стольнов
Original Assignee
Махир Зафар оглы Шарифов
Priority date (The priority date is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the date listed.)
Filing date
Publication date
Application filed by Махир Зафар оглы Шарифов filed Critical Махир Зафар оглы Шарифов
Priority to RU2001103102A priority Critical patent/RU2203386C2/en
Publication of RU2001103102A publication Critical patent/RU2001103102A/en
Application granted granted Critical
Publication of RU2203386C2 publication Critical patent/RU2203386C2/en

Links

Images

Landscapes

  • Consolidation Of Soil By Introduction Of Solidifying Substances Into Soil (AREA)

Abstract

FIELD: equipment for extraction of hydrocarbons. SUBSTANCE: sting disconnector is intended for disconnection and subsequent connection of string of pipes with packer system in production and injection wells. String disconnector has body with internal grooves, sleeve, collet holder, nose piece, shaft. Body is made fast from above to sub and from beneath to rest. Sleeve with internal bore and external locking device is mounted for axial movement in body. Rest has internal surface to accommodate sealing cups and radial channels for cams. Collet holder has windows accommodating tabs of collet. Shaft is positioned in body from beneath, has internal mounting surfaces and external bore corresponding to cams of rest and grooves for tabs of collet. Body has two internal grooves, upper and lower, for external locking device of sleeve that has internal mounting surface, radial holes and external grooves. Sealing rings are installed in grooves for internal surface of body. Bushing fixed in sleeve by means of shear screws and/or locking device is mounted for axial movement inside sleeve, under shaft. Distance from upper butt of bushing to its positive stop in sleeve is equal or more than distance between internal upper and lower grooves of body. When sleeve is fixed in upper position its internal bore is located above cams of rest. In lower position of sleeve its internal bore is located above cams for their radial movement. Nose piece comes in the form of shoe of repeat entry. EFFECT: enhanced reliability and efficiency of employment of string disconnector. 3 dwg

Description

Изобретение относится к технике добычи углеводородов (нефть, газ и газоконденсат) и предназначено для отсоединения и последующего соединения колонны труб с пакерной системой в добывающей и нагнетательной скважине с одним или несколькими эксплуатационными объектами (пластами), в частном случае, для компенсации изменения длины (удлинения и укорачивания) колонны труб при термобарических условиях в скважине. The invention relates to techniques for the production of hydrocarbons (oil, gas and gas condensate) and is intended to disconnect and then connect the pipe string to the packer system in a production and injection well with one or more production facilities (formations), in particular, to compensate for changes in length (elongation) and shortening) pipe string under thermobaric conditions in the well.

Известно разъединяющее устройство (Инструкция по эксплуатации пакера FHH фирмы "Бейкер" модели "К" уплотнительная муфта для сцепления и расцепления изделия 683-61), содержащее соединенный со штоком пакера ствол, на который установлен корпус, жестко соединенный сверху с переводником, а снизу - цилиндром с внутренними уплотнительными манжетами и цангой, над которой установлен кожух, жестко соединенный с якорем пакера. A disconnecting device is known (the Baker FHH instruction manual for the K model, a sealing sleeve for coupling and uncoupling the product 683-61), comprising a trunk connected to the packer rod, on which a housing is mounted, which is rigidly connected from above to the sub, and from below - a cylinder with internal sealing cuffs and a collet, over which a casing is mounted, rigidly connected to the anchor of the packer.

Функционирование разъединителя колонны модели "К" происходит гидравлическим воздействием и связано с работой пакера FHH. Его корпус расцепляется от ствола после перемещения якоря с кожухом цанги по штоку пакера при создании расчетного (необходимого) избыточного давления в полости пакера. Поскольку отсоединение разъединителя колонны модели "К" связано с работой пакера FHH, он не может применяться для других типов пакеров, например 2ПД-ЯГ и прочие. Также разъединитель колонны не позволяет выполнить повторно жесткое сцепление его корпуса со стволом. Поэтому для срыва и извлечения пакера из скважины требуется сначала поднять колонну труб с корпусом разъединителя, а затем повторно ее спустить в скважину с приспособлением захвата его ствола над пакером. The functioning of the column disconnector model "K" is a hydraulic effect and is associated with the work of the packer FHH. Its body disengages from the trunk after moving the anchor with the collet cover along the packer rod when creating the calculated (necessary) overpressure in the packer cavity. Since the disconnection of the “K” model column disconnector is connected with the FHH packer, it cannot be used for other types of packers, for example 2PD-YAG and others. Also, the column disconnector does not allow re-rigid adhesion of its body to the barrel. Therefore, to disrupt and remove the packer from the well, it is first necessary to raise the pipe string with the disconnector body, and then re-lower it into the well with the device for capturing its trunk above the packer.

Известно разъединяющее устройство типа РК (Каталог. Оборудование для газлифтной эксплуатации нефтяных скважин, ЦИНТИХИМНЕФТЕМАШ, М., 1991 г.), содержащее корпус с внутренними тремя канавками, жестко соединенный сверху с переходником, а снизу - с упором, который имеет внутреннюю полость под уплотнительные манжеты и радиальные каналы для кулачков, установленную в корпусе с возможностью осевого перемещения в трех положениях гильзу с внутренней расточкой и наружным фиксатором, цангодержатель с окнами под лепестки цанги, наконечник, размещенный в корпусе снизу ствол с внутренними посадочными поверхностями и наружной проточкой под кулачки упора и пазами под лепестки цанги. A disconnecting device of the Republic of Kazakhstan type is known (Catalog. Equipment for gas-lift operation of oil wells, ZINTIKHIMNEFTEMASH, M., 1991), comprising a housing with three internal grooves, rigidly connected from above to the adapter, and from below to a stop that has an internal cavity for sealing cuffs and radial channels for cams, mounted in the housing with axial movement in three positions, a sleeve with an internal bore and an external latch, a holder with windows for collet petals, a tip, placed barrel in the housing bottom with the internal seat surface and the outer groove by abutment cams and grooves beneath the collet pitch.

Работа разъединяющего устройства РК обеспечивается механическим воздействием с помощью инструмента толкателя. Он при механических ударах может освобождаться от бурта гильзы преждевременно, не перемещая ее до положения фиксации в корпусе, т.е. не обеспечивая отсоединение или соединение корпуса со стволом. Разъединяющее устройство РК не предусматривает возможность отсоединения корпуса от ствола гидравлическим путем, а также их автоматическое сцепление при вводе корпуса на ствол. Кроме того, РК не позволяет корректировать удлинение или укорачивание длины колонны труб при изменении термобарических условий, что предупреждает самопроизвольному освобождению пакера и обрыв колонны труб из-за отсутствия у него телескопического хода. The operation of the disconnecting device of the Republic of Kazakhstan is ensured by mechanical action using a pusher tool. During mechanical shocks, it can be released from the sleeve collar prematurely without moving it to the fixation position in the housing, i.e. without disconnecting or connecting the body to the barrel. The disconnecting device of the Republic of Kazakhstan does not provide for the possibility of disconnecting the housing from the barrel hydraulically, as well as their automatic coupling when entering the housing on the barrel. In addition, the RK does not allow to adjust the elongation or shortening of the length of the pipe string when the thermobaric conditions change, which prevents the packer from spontaneously releasing and breaking the pipe string due to the lack of telescopic travel.

Целью изобретения является повышение надежности и эффективности применения разъединяющего устройства с пакерной системой в добывающих и нагнетательных скважинах с одним или несколькими эксплуатационными объектами (пластами). The aim of the invention is to increase the reliability and efficiency of the use of a disconnecting device with a packer system in production and injection wells with one or more production facilities (formations).

Поставленная цель достигается за счет следующих решений:
- корпус выполнен с двумя внутренними верхней и нижней канавками под наружный фиксатор гильзы, для фиксации ее в корпусе, соответственно, при положении соединения (сцепления) и отсоединения (расцепления) корпуса и ствола;
- гильза выполнена с внутренней посадочной поверхностью для установки в нее опрессовочного клапана при отсоединении разъединяющего устройства гидравлическим воздействием и последующей опрессовке колонны труб в скважине;
- гильза выполнена с радиальными отверстиями и наружными канавками, в которых установлены уплотнительные кольца (элементы) под внутреннюю поверхность корпуса, с целью уменьшения сопротивления жидкости при перемещении гильзы и разобщении полости над и под ней при установке опрессовочного клапана;
- внутри гильзы над стволом с возможностью осевого перемещения размещена втулка, зафиксированная в гильзе срезными винтами и/или фиксатором (например, выполненным в виде пружинного или стопорного кольца, кулачков, ограничителя хода втулки вверх и пр.), для автоматического соединения корпуса со стволом, а также надежности отсоединения разъединяющего устройства;
- расстояние (L) от верхнего торца втулки до упора ее в гильзу равно или больше, чем расстояние (l) между внутренними верхней и нижней канавками корпуса, для отсоединения (механическим или гидравлическим воздействием) и соединения (механическим воздействием) корпуса со стволом;
- при верхнем фиксированном положении гильзы внутренняя ее расточка расположена выше кулачков упора (для сцепления корпуса со стволом), а при нижнем фиксированном положении, наоборот, внутренняя расточка гильзы находится сверху над кулачками (для возможности радиального их перемещения и расцепления корпуса от ствола);
- наконечник выполнен в виде башмака повторного ввода, с целью направления и ввода корпуса на ствол при повторном соединении корпуса со стволом и/или при обеспечении телескопического хода корпуса по стволу в процессе эксплуатации или нагнетания жидкости в пласт скважины.
The goal is achieved through the following solutions:
- the casing is made with two inner upper and lower grooves for the outer sleeve retainer, for fixing it in the casing, respectively, with the position of the connection (clutch) and disconnect (disengage) of the casing and the barrel;
- the sleeve is made with an internal seating surface for installing a pressure valve in it when the disconnecting device is disconnected by hydraulic action and subsequent pressure testing of the pipe string in the well;
- the sleeve is made with radial holes and outer grooves in which the sealing rings (elements) are installed under the inner surface of the housing, in order to reduce the resistance of the liquid when moving the sleeve and uncoupling the cavity above and below it when installing the crimping valve;
- a sleeve is fixed inside the sleeve above the barrel with the possibility of axial movement, fixed in the sleeve with shear screws and / or a retainer (for example, made in the form of a spring or retaining ring, cams, up-limiter, etc.), for automatically connecting the case to the barrel, as well as the reliability of disconnecting the disconnecting device;
- the distance (L) from the upper end of the sleeve to its stop in the sleeve is equal to or greater than the distance (l) between the inner upper and lower grooves of the body, for disconnecting (by mechanical or hydraulic action) and connecting (mechanical action) of the body with the barrel;
- with the upper fixed position of the sleeve, its inner bore is located above the stop cams (for clutching the body with the barrel), and with the lower fixed position, on the contrary, the internal bore of the sleeve is located above the cams (for the possibility of their radial movement and disengagement of the body from the barrel);
- the tip is made in the form of a reentry shoe, with the aim of guiding and entering the body onto the well when reconnecting the body to the well and / or by providing a telescopic stroke of the body along the well during operation or injection of fluid into the wellbore.

Эти решения обеспечивают отсоединение корпуса от ствола разъединяющего устройства, как механическим ударом, так и гидравлическим воздействием, а их сцепление автоматически при вводе или механическом воздействии после насаживания корпуса на ствол. These solutions ensure that the housing is disconnected from the barrel of the disconnecting device, both by mechanical shock and by hydraulic impact, and their grip automatically upon entry or mechanical impact after the housing is mounted on the trunk.

Положительный эффект от применения разъединяющего устройства достигается за счет увеличения межремонтного периода работы скважины, сокращения количества операций "спуск - подъем" колонны труб и канатных инструментов, а также за счет обеспечения спуска, посадки, опрессовки, срыва и извлечения из скважины каждого пакера в отдельности при одновременно-раздельной эксплуатации скважины, кроме того за счет использования его при насосной эксплуатации одного или нескольких разобщенных пластов одной скважины с отсекательной установкой, позволяющей проведение подземного ремонта без глушения скважины, а при глушении - предупреждающая отрицательное техногенное воздействие на призабойную зону пласта или пластов. The positive effect of the use of a disconnecting device is achieved by increasing the overhaul period of the well, reducing the number of "descent - lifting" string of pipes and rope tools, as well as by ensuring the descent, landing, crimping, stalling and extraction of each packer separately when simultaneous and separate operation of the well, in addition, due to the use of it during pumping operation of one or more disconnected formations of one well with a shut-off unit, which allows for underground repairs without killing the well, and when killing, it prevents a negative technogenic impact on the bottom-hole zone of the formation or formations.

На фиг. 1 приводится принципиальный вид разъединяющего устройства; на фиг. 2 - разъединяющего устройства сечения А-А; на фиг.3 - разъединяющего устройства сечения Б-Б. In FIG. 1 is a schematic view of a disconnecting device; in FIG. 2 - disconnecting device section AA; figure 3 - disconnecting device section BB.

Разъединяющее устройство состоит из корпуса 1 с двумя внутренними верхней 2 и нижней 3 канавками, соединенного сверху с переходником 4, а снизу - с упором 5. Внутри упора 5 установлены уплотнительные манжеты (элементы) 6, причем упор 5 имеет радиальные каналы 7, в которых размещены кулачки (захватывающие элементы) 8. В корпусе 1 установлена гильза 9 с внутренней расточкой 10 и наружным фиксатором 11. Упор 5 снизу жестко соединен с цангодержателем 12 с окнами 13 под лепестками цанги 14. Цангодержатель 12 связан с наконечником 15, выполненным в виде башмака повторного ввода (диаметр наконечника 15 выполняется в зависимости от внутреннего диаметра эксплуатационной колонны скважины). В корпусе 1 снизу размещен ствол 16 с внутренними посадочными поверхностями 17 для опрессовочного (приемного) клапана и глухой пробки. Ствол 16 выполнен с наружной расточкой (проточкой) 18 под кулачки 8 упора 5 и с пазами 19 под лепестки цанги 14. При этом цанга 14 исключает вращение корпуса 1 на стволе 16 при разборке и сборке разъединяющего устройства. Гильза 9 выполнена с внутренней посадочной поверхностью 20 для установки опрессовочного клапана, с радиальными отверстиями 21 и наружными канавками под уплотнительные кольца (элементы) 22, соответствующие диаметру внутренней поверхности корпуса 1. Внутри гильзы 9 над стволом 16 с возможностью осевого перемещения размещена втулка 23, зафиксированная в гильзе 9 срезными винтами и/или фиксатором 24 (в виде пружинного или стопорного кольца, кулачков, ограничителя хода и пр.). В гильзе 9 сверху может быть установлена зафиксированная стопором 25 съемная втулка 26 для изменения при необходимости (например, если проход колонны труб над разъединяющим устройством ограничен) проходного сечения гильзы 9 и возможности перемещения ее вниз с меньшим диаметром ударного инструмента. Также для регулирования или ограничения хода гильзы 9 вниз на упор 5 может быть установлена втулка 27. The disconnecting device consists of a housing 1 with two inner upper 2 and lower 3 grooves, connected from above to the adapter 4, and from below to the stop 5. Inside the stop 5, sealing cuffs (elements) 6 are installed, and the stop 5 has radial channels 7 in which cams are placed (gripping elements) 8. A sleeve 9 is installed in the housing 1 with an internal bore 10 and an external latch 11. The stop 5 is rigidly connected from below to the holder 12 with windows 13 under the petals of the collets 14. The holder 12 is connected to a tip 15 made in the form of a shoe by the second input (the diameter of the tip 15 is performed depending on the inner diameter of the production casing of the well). In the housing 1, a barrel 16 with internal seating surfaces 17 for a pressure testing (receiving) valve and a blind plug is located below. The barrel 16 is made with an external bore (groove) 18 for the cams 8 of the stop 5 and with grooves 19 for the petals of the collet 14. At the same time, the collet 14 prevents the housing 1 from rotating on the barrel 16 when disassembling and assembling the disconnecting device. The sleeve 9 is made with an internal seating surface 20 for installing a pressure test valve, with radial holes 21 and external grooves for O-rings (elements) 22 corresponding to the diameter of the inner surface of the housing 1. Inside the sleeve 9, an axial displacement sleeve 23 is placed with a possibility of axial movement in the sleeve 9 with shear screws and / or clamp 24 (in the form of a spring or retaining ring, cams, travel stop, etc.). In the sleeve 9, a removable sleeve 26 fixed by the stopper 25 can be installed on top to change, if necessary (for example, if the passage of the pipe string above the disconnecting device is limited) of the bore of the sleeve 9 and the possibility of moving it down with a smaller diameter of the percussion instrument. Also, to control or limit the stroke of the sleeve 9 down to the stop 5, a sleeve 27 can be installed.

Уплотнительные элементы 6 и 22 разъединяющего устройства, при пароциклической закачке в пласт (пласты) скважины, должны быть выполнены из высокотермостойкого материала. В процессе закачки рабочей среды в скважину (нагнетание холодной воды, пароциклическое воздействие, гидроразрыв пласта, обработка призабойной зоны и пр.) изменяются термобарические условия, приводящие к изменению (удлинение или укорачивание) длины труб, что может привести к самопроизвольному освобождению пакера или обрыву колонны труб. С целью предупреждения этих последствий разъединяющее устройство может быть выполнено с телескопическим ходом. При этом длина упора 5 над уплотнительными элементами 6 и, соответственно, длина ствола 16 выполняются с учетом телескопического хода, причем поверхность ствола 16 обрабатывается под уплотнительные элементы 6 для обеспечения герметичности при перемещении корпуса 1 с упором 5 по стволу 16. Sealing elements 6 and 22 of the disconnecting device, with steam cyclic injection into the formation (s) of the well, must be made of highly heat-resistant material. In the process of pumping the working medium into the well (injection of cold water, steam cyclic effects, hydraulic fracturing, bottom-hole treatment, etc.), the thermobaric conditions change, leading to a change (lengthening or shortening) of the pipe length, which can lead to spontaneous release of the packer or breakage of the string pipes. In order to prevent these consequences, the disconnecting device can be made with a telescopic stroke. The length of the stop 5 above the sealing elements 6 and, accordingly, the length of the barrel 16 are made taking into account the telescopic stroke, and the surface of the barrel 16 is machined under the sealing elements 6 to ensure tightness when moving the housing 1 with the stop 5 along the barrel 16.

Разъединяющее устройство работает следующим образом. Его в составе пакерного оборудования спускают в скважину на колонне труб. Разобщают полость трубы под пакером (например, путем установки опрессовочного клапана или глухой пробки в посадочный ниппель). Создают избыточное давление в колонне труб и устанавливают пакер согласно его инструкции ни эксплуатации. Проверяют герметичность установки пакера снизу и сверху, затем при необходимости отсоединяют механическим или гидравлическим воздействием разъединяющее устройство, в частности после снятия его свободного хода (напряжение на кулачки 8) путем создания требуемой (определенной) осевой нагрузки на пакер за счет собственного веса колонны труб. В первом случае с помощью канатной техники спускают ударный инструмент (в качестве него могут быть использованы цилиндрическая кувалда или опрессовочный клапан типа КПП, А и прочие без уплотнительных манжет и шара) в гильзу 9 (без или с втулкой 26) разъединяющего устройства, затем механическим ясом создают удар вниз по его кромке, в результате чего срезаются винты и/или освобождается от фиксации 24 втулка 23, гильза 9 перемещается вниз, и стопориться фиксатором 11 в нижней канавке 3 корпуса 1. При этом внутренняя расточка 10 гильзы 9 располагается сверху над кулачками 8 упора 5. Эта операция также может выполняться гидравлическим воздействием. Для этого спускают опрессовочный клапан в посадочную поверхность 20 гильзы 9 (без втулки 26) и создают избыточное давление в колонне труб. При этом также срезаются винты и/или освобождается от фиксации 24 втулка 23, гильза 9 перемещается и фиксируется в нижней канавке 3. Затем медленно собственным весом приподнимают колонну труб на небольшую длину (например, 1÷2 м), при этом, если нагрузка (вес) на колонну труб по индикатору не растет, то корпус 1 отсоединяется от ствола 16, а если наоборот, нагрузка растет, то операцию по разъединению необходимо повторить. При расцеплении корпуса 1 от ствола 16 кулачки 8 в каналах 7 упора 5 радиально перемещаются и освобождаются от бурта наружной расточки 18 ствола 16. После отсоединения корпуса 1 от ствола 16 разъединяющего устройства извлекают ударный инструмент или опрессовочный клапан из колонны труб. Для ввода телескопического хода (если такой имеется) корпус 1 (с кулачками 8 при нижнем фиксированном положении гильзы 9 или без кулачков 8 в любом положении гильзы 9) повторно насаживают до упора на ствол 16 над пакером, создавая небольшую осевую нагрузку за счет собственного веса колонны труб. Затем снимают осевую нагрузку и приподнимают колонну труб с корпусом 1, например 0,5÷1,0 м, и проверяют герметичность соединения корпуса 1 со стволом 16 путем создания избыточного давления в трубном и/или затрубном пространстве скважины. The disconnecting device operates as follows. It as part of the packer equipment is lowered into the well on a pipe string. Separate the pipe cavity under the packer (for example, by installing a crimping valve or blind plug in the fitting nipple). Create excessive pressure in the pipe string and install the packer according to its instruction or operation. The tightness of the packer installation is checked from the bottom and top, then, if necessary, the disconnecting device is disconnected by mechanical or hydraulic action, in particular after removing its free play (voltage on the cams 8) by creating the required (defined) axial load on the packer due to the dead weight of the pipe string. In the first case, the percussion instrument is lowered using cable technology (a cylindrical sledgehammer or crimping valve of the type KPP, A and others without sealing cuffs and ball can be used as it) into the sleeve 9 (without or with sleeve 26) of the disconnecting device, then with a mechanical jar create a blow down its edge, as a result of which the screws are cut off and / or the sleeve 24 is released from fixing 24, the sleeve 9 is moved down and locked with a latch 11 in the lower groove 3 of the housing 1. In this case, the inner bore 10 of the sleeve 9 is located with above the cams 8 of the stop 5. This operation can also be performed by hydraulic action. To do this, the pressure test valve is lowered into the seating surface 20 of the sleeve 9 (without sleeve 26) and excessive pressure is created in the pipe string. The screws are also cut off and / or the sleeve 24 is released from fixing 24, the sleeve 9 is moved and fixed in the lower groove 3. Then slowly lift the pipe string to a small length (for example, 1 ÷ 2 m) with its own weight, if the load ( weight) on the pipe string according to the indicator does not grow, then the housing 1 is disconnected from the barrel 16, and if on the contrary, the load grows, then the disconnection operation must be repeated. When the body 1 is disconnected from the barrel 16, the cams 8 in the channels 7 of the stop 5 radially move and are freed from the shoulder of the outer bore 18 of the barrel 16. After disconnecting the body 1 from the barrel 16 of the disconnecting device, the percussion instrument or crimping valve is removed from the pipe string. To enter the telescopic stroke (if any), the housing 1 (with cams 8 at the lower fixed position of the sleeve 9 or without cams 8 in any position of the sleeve 9) is re-mounted until it stops on the barrel 16 above the packer, creating a small axial load due to the dead weight of the column pipes. Then the axial load is removed and the pipe string with the body 1 is lifted, for example 0.5 ÷ 1.0 m, and the tightness of the connection of the body 1 with the barrel 16 is checked by creating excess pressure in the pipe and / or annulus of the well.

Телескопический ход разъединяющего устройства на удлинение (ход вниз) или на укорачивание (ход вверх) труб регулируется путем изменения расположения его корпуса 1 с упором 5 на стволе 16 в допустимом интервале. The telescopic stroke of the disconnecting device for lengthening (downward stroke) or shortening (upward stroke) of the pipes is regulated by changing the location of its body 1 with emphasis 5 on the barrel 16 in the acceptable interval.

Для обеспечения эксплуатации нескольких разобщенных добывающих и/или нагнетательных пластов одной скважины, разъединяющее устройство спускают в скважину над нижним пакером, а после посадки и опрессовки пакера корпус 1 отсоединяют от ствола 16 и извлекают из скважины. Затем на поверхность скважины выворачивают из корпуса 1 упор 5, вынимают кулачки 8 из радиальных каналов 7 и повторно собирают корпус 1 с упором 5. Снова спускают в скважину на колонне труб верхний пакер и корпус 1 с упором 5 (без кулачков 8) и герметично соединяют со стволом 16 над нижним пакером, обеспечивая требуемую осевую нагрузку. После чего проверяют герметичность соединения корпуса 1 со стволом 16 путем создания избыточного давления изнутри или снаружи колонны труб, и устанавливают верхний гидравлический пакер. При этом разъединяющее устройство позволяет обеспечить посадку и опрессовку (снизу и сверху), а также срыв и извлечение из скважины каждого пакера в отдельности. To ensure the operation of several disconnected production and / or injection formations of one well, the disconnecting device is lowered into the well above the lower packer, and after landing and crimping the packer, the housing 1 is disconnected from the barrel 16 and removed from the well. Then, the stop 5 is turned out of the housing 1 from the housing 1, the cams 8 are removed from the radial channels 7 and the housing 1 is re-assembled with the stop 5. Again, the upper packer and housing 1 are lowered into the well with the stop 5 (without cams 8) and hermetically connected with a barrel 16 above the lower packer, providing the required axial load. Then check the tightness of the connection of the housing 1 with the barrel 16 by creating excessive pressure inside or outside the pipe string, and install the upper hydraulic packer. At the same time, the disconnecting device allows for landing and pressure testing (bottom and top), as well as failure and removal of each packer separately from the well.

В зависимости от условий эксплуатации в ствол 16 разъединяющего устройства может быть установлена глухая пробка или приемный клапан для опрессовки колонны труб и/или исключения перетока флюида из пласта в скважину. Depending on the operating conditions, a blind plug or a receiving valve may be installed in the trunk 16 of the disconnecting device for crimping the pipe string and / or eliminating the flow of fluid from the formation into the well.

При срыве и подъеме пакера из скважины повторно спускают колонну труб и жестко сцепляют корпус 1 со стволом 16 разъединяющего устройства (если был отсоединен). Для этого сначала устанавливают винты 24 и/или фиксатор на втулке 23, гильзу 9 перемещают и фиксируют в нижнем положении в канавке 3, затем корпус 1 с кулачками 8 в упоре 5 спускают и насаживают на ствол 16 над пакером. При этом втулка 23 гильзы 9 упирается сверху на ствол 16, далее корпус 1 с упором 5 и кулачками 8 перемещается вниз относительно гильзы 9 и верхняя внутренняя канавка 2 корпуса 1 располагается над фиксатором 11. При этом кулачки 8 упора 5 находятся за пределами внутренней расточки 10 гильзы 9, тем самым обеспечивается жесткое сцепление разъединяющего устройства. В случае если сцепления корпуса 1 (без втулки 27 и L>l) со стволом 16 не произошло (например, если винты 24 срезались до перемещения гильзы 9 в верхнее фиксирующее положение), то операцию соединения можно осуществить механическим ударом. Для этого спускают канатный ударный инструмент в гильзу 9 и ударом яса перемещают его из канавки 3 вниз до упора на ствол 16, при этом кулачки 8 упора 5 также находятся сверху, за пределами внутренней расточки 10 гильзы 9, что обеспечивает сцепление корпуса 1 со стволом 16. When the packer is disrupted and lifted from the well, the pipe string is re-lowered and the housing 1 is rigidly engaged with the barrel 16 of the disconnecting device (if it was disconnected). To do this, first install the screws 24 and / or the retainer on the sleeve 23, the sleeve 9 is moved and fixed in the lower position in the groove 3, then the housing 1 with the cams 8 in the stop 5 is lowered and mounted on the barrel 16 above the packer. In this case, the sleeve 23 of the sleeve 9 rests on top of the barrel 16, then the housing 1 with the stop 5 and cams 8 moves downward relative to the sleeve 9 and the upper inner groove 2 of the housing 1 is located above the latch 11. In this case, the cams 8 of the stop 5 are outside the inner bore 10 the sleeve 9, thereby providing a rigid grip disconnecting device. If the clutch of the housing 1 (without the sleeve 27 and L> l) with the barrel 16 did not occur (for example, if the screws 24 were cut off before the sleeve 9 was moved to the upper locking position), then the joint operation can be carried out by mechanical shock. To do this, lower the rope percussion instrument into the sleeve 9 and strike it from the groove 3 down to the stop on the barrel 16, while the cams 8 of the stop 5 are also located above, outside the inner bore 10 of the sleeve 9, which provides the engagement of the housing 1 with the barrel 16 .

Срыв и подъем из скважины пакера также может осуществляться с помощью ловильного инструмента после извлечения корпуса 1 с упором 5 от ствола 16 разъединяющего устройства. Для этого повторно спускают колонну труб с ловителем и захватывают ствол 16 (снаружи или изнутри) над пакером, а затем путем натяга колонны труб срывают пакер и извлекают на поверхность скважины. Disruption and recovery from the well of the packer can also be carried out using a fishing tool after removing the housing 1 with a stop 5 from the barrel 16 of the disconnecting device. To do this, re-lower the pipe string with the catcher and grab the barrel 16 (from the outside or from the inside) above the packer, and then by tightening the pipe string, the packer is torn off and removed to the surface of the well.

Claims (1)

Разъединяющее устройство, содержащее корпус с внутренними канавками, жестко соединенный сверху с переходником, а снизу - с упором, имеющий внутреннюю поверхность под уплотнительные манжеты и радиальные каналы для кулачков, установленную в корпусе с возможностью осевого перемещения гильзу с внутренней расточкой и наружным фиксатором, цангодержатель с окнами под лепестки цанги, наконечник, размещенный в корпусе снизу ствол с внутренними посадочными поверхностями и наружной расточкой под кулачки упора и пазами под лепестки цанги, отличающееся тем, что корпус выполнен с двумя внутренними верхней и нижней канавками под наружный фиксатор гильзы, последняя выполнена с внутренней посадочной поверхностью, радиальными отверстиями и наружными канавками, в которых установлены уплотнительные кольца под внутреннюю поверхность корпуса, а внутри гильзы над стволом с возможностью осевого перемещения размещена втулка, зафиксированная в гильзе срезными винтами и/или фиксатором, при этом расстояние от верхнего торца втулки до упора его в гильзу равно или больше, чем расстояние между внутренними верхней и нижней канавками корпуса, причем при верхнем фиксированном положении гильзы внутренняя ее расточка расположена выше кулачков упора, а при нижнем фиксированном положении, наоборот, внутренняя расточка гильзы находится сверху над кулачками для радиального их перемещения, причем наконечник выполнен в виде башмака повторного ввода. A disconnecting device comprising a housing with internal grooves, rigidly connected at the top with an adapter, and at the bottom with a stop, having an inner surface for sealing cuffs and radial channels for cams, mounted in the housing with the possibility of axial movement of the sleeve with an internal bore and an external latch, a holder with windows under the collet petals, a tip located in the bottom case of the barrel with internal landing surfaces and an external bore for the stop cams and grooves for the collet petals, excellent in that the housing is made with two inner upper and lower grooves for the outer sleeve retainer, the latter is made with the inner seating surface, radial holes and outer grooves in which the sealing rings are installed under the inner surface of the housing, and inside the sleeve above the barrel with axial movement a sleeve is placed, fixed in the sleeve by shear screws and / or a retainer, while the distance from the upper end of the sleeve to its stop in the sleeve is equal to or greater than the distance between internal upper and lower grooves of the housing, and with the upper fixed position of the sleeve, its internal bore is located above the stop cams, and with the lower fixed position, on the contrary, the internal bore of the sleeve is located above the cams for their radial movement, and the tip is made in the form of a reentry shoe.
RU2001103102A 2001-02-02 2001-02-02 String disconnector RU2203386C2 (en)

Priority Applications (1)

Application Number Priority Date Filing Date Title
RU2001103102A RU2203386C2 (en) 2001-02-02 2001-02-02 String disconnector

Applications Claiming Priority (1)

Application Number Priority Date Filing Date Title
RU2001103102A RU2203386C2 (en) 2001-02-02 2001-02-02 String disconnector

Publications (2)

Publication Number Publication Date
RU2001103102A RU2001103102A (en) 2003-01-27
RU2203386C2 true RU2203386C2 (en) 2003-04-27

Family

ID=20245553

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
RU2001103102A RU2203386C2 (en) 2001-02-02 2001-02-02 String disconnector

Country Status (1)

Country Link
RU (1) RU2203386C2 (en)

Cited By (5)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
RU2444607C1 (en) * 2010-09-03 2012-03-10 Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина Bore-hole disconnector
RU2460868C1 (en) * 2011-03-31 2012-09-10 Общество с ограниченной ответственностью Научно-производственная фирма "Пакер" Device for string disconnection
RU2625124C1 (en) * 2016-06-08 2017-07-11 Федеральное государственное унитарное предприятие "Государственный космический научно-производственный центр имени М.В. Хруничева" (ФГУП "ГКНПЦ им. М.В. Хруничева") On/off tool
RU2629511C1 (en) * 2016-06-24 2017-08-29 Общество с ограниченной ответственностью Научно-производственная фирма "Пакер" Tubing engagement and disengagement device
RU2694456C1 (en) * 2018-09-03 2019-07-15 Акционерное общество "Государственный космический научно-производственный центр имени М.В. Хруничева" (АО "ГКНПЦ им. М.В. Хруничева") Adjustable string disconnector

Non-Patent Citations (1)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Title
АСФАНДИЯРОВ Х.А. Нефтегазопроявления и открытые фонтаны при эксплуатации скважин. - М.: Недра, 1986, с.65. *

Cited By (5)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
RU2444607C1 (en) * 2010-09-03 2012-03-10 Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина Bore-hole disconnector
RU2460868C1 (en) * 2011-03-31 2012-09-10 Общество с ограниченной ответственностью Научно-производственная фирма "Пакер" Device for string disconnection
RU2625124C1 (en) * 2016-06-08 2017-07-11 Федеральное государственное унитарное предприятие "Государственный космический научно-производственный центр имени М.В. Хруничева" (ФГУП "ГКНПЦ им. М.В. Хруничева") On/off tool
RU2629511C1 (en) * 2016-06-24 2017-08-29 Общество с ограниченной ответственностью Научно-производственная фирма "Пакер" Tubing engagement and disengagement device
RU2694456C1 (en) * 2018-09-03 2019-07-15 Акционерное общество "Государственный космический научно-производственный центр имени М.В. Хруничева" (АО "ГКНПЦ им. М.В. Хруничева") Adjustable string disconnector

Similar Documents

Publication Publication Date Title
EP1432886B1 (en) Disconnect for use in a wellbore
US6848511B1 (en) Plug and ball seat assembly
US10689936B2 (en) Tubing hanger setting confirmation system
US8297365B2 (en) Drilling string back off sub apparatus and method for making and using same
AU604755B2 (en) Well tool lock mandrel and handling tools therefor
EP0460902A2 (en) Drill pipe bridge plug and method of use
AU2002334085A1 (en) Disconnect for use in a wellbore
US7341111B2 (en) Expandable bridge plug and setting assembly
US7219741B2 (en) Tubing annulus valve
CN101892823B (en) Method for throwing and fishing out underground restrictor from gas well without utilizing steel wires
CN105804680A (en) Under-pressure well repairing working device and method of oil-gas field
RU2203386C2 (en) String disconnector
CN205605156U (en) Workover device is pressed in oil gas field area
US4073511A (en) Coupling assembly for submarine casing sections
NO159497B (en) LOCK FOR FIXING OF BROENNVERKTYY.
JPH0466993B2 (en)
RU173664U1 (en) SAFE HYDRAULIC ADAPTER
CN114922580A (en) Controllable downhole drilling and completion tool separation device and using method
CN211598548U (en) Coiled tubing well drilling hydraulic control release device
RU2203385C2 (en) String disconnector
RU2460868C1 (en) Device for string disconnection
RU2244802C1 (en) Separator
CN102561988A (en) Small-diameter water-swelling setting plug
RU2380513C1 (en) Hydraulic installation device
CN209818015U (en) Recyclable suspension packer

Legal Events

Date Code Title Description
MM4A The patent is invalid due to non-payment of fees

Effective date: 20130203