RU2222690C2 - Cut-off device for string of pipes - Google Patents
Cut-off device for string of pipes Download PDFInfo
- Publication number
- RU2222690C2 RU2222690C2 RU2002103803/03A RU2002103803A RU2222690C2 RU 2222690 C2 RU2222690 C2 RU 2222690C2 RU 2002103803/03 A RU2002103803/03 A RU 2002103803/03A RU 2002103803 A RU2002103803 A RU 2002103803A RU 2222690 C2 RU2222690 C2 RU 2222690C2
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- bushing
- pump
- sleeve
- tail part
- string
- Prior art date
Links
Images
Abstract
Description
Изобретение относится к устройствам для перекрытия колонны насосно-компрессорных труб, например, при подземном ремонте скважин, оборудованных вставным штанговым глубинным насосом.The invention relates to devices for blocking a tubing string, for example, in underground well repair, equipped with an insert rod deep well pump.
Известен отсекатель для колонны насосно-компрессорных труб, включающий корпус, в котором расположен запорный элемент, состоящий из седла с шаром, над которым размещена опорная втулка со штырями на внутренней поверхности. Во втулке установлен шток с фигурным пазом, в который входят штыри [1].Known cutter for a string of tubing, including a housing in which a locking element is located, consisting of a saddle with a ball, above which is placed a support sleeve with pins on the inner surface. A rod with a figured groove, which includes pins [1], is installed in the sleeve.
Недостатком известного устройства является то, что оно не обеспечивает надежной герметизации колонны при установке в скважине штангового глубинного насоса, когда необходимо приподнимать насос для подбора оптимальной длины колонны штанг.A disadvantage of the known device is that it does not provide reliable sealing of the column when installing a sucker rod pump in the well, when it is necessary to raise the pump to select the optimal length of the rod string.
Технической задачей, стоящей перед изобретением, является обеспечение перекрытия колонны при манипулировании насосными штангами во время подбора их длины, например, при установке полированного штока в устьевой сальник.The technical challenge facing the invention is the provision of overlapping columns when manipulating the sucker rods during the selection of their length, for example, when installing a polished rod in the wellhead seal.
Поставленная задача решается тем, что отсекатель для колонны труб, содержащий корпус с седлом и подпружиненным затвором, подвижный хвостовик с программным пазом на боковой поверхности и закрепленную в корпусе втулку со шпонкой, взаимодействующей с программным пазом хвостовика, дополнительно снабжен подвижной втулкой со шпонками, установленной над неподвижной торец в торец, хвостовик выполнен вставным, а программный паз хвостовика выполнен с открытыми вниз проточками для размещения в них шпонки неподвижной втулки и вхождения через них в программный паз шпонок подвижной втулки. Контактирующие торцы втулок выполнены ступенчатыми, причем выступу и углублению на торце одной втулки соответствуют углубление и выступ на торце другой втулки, что обеспечивает возможность вхождения их одна в другую при соответствующем повороте подвижной втулки. На выступах выполнены торцевые шипы, ограничивающие несанкционированный поворот подвижной втулки относительно неподвижной.The problem is solved in that the cutter for the pipe string, comprising a housing with a saddle and a spring-loaded shutter, a movable shank with a program groove on the side surface and a sleeve fixed to the housing with a key interacting with the program groove of the shank, is additionally equipped with a movable sleeve with dowels mounted above the stationary end to end, the shank is plug-in, and the program groove of the shank is made with grooves open down to accommodate the keys of the fixed sleeve and enter through them in the program groove of the keys of the movable sleeve. The contacting ends of the bushings are made stepwise, with a protrusion and a recess at the end of one sleeve correspond to a recess and a protrusion at the end of the other sleeve, which allows them to enter one another with a corresponding rotation of the movable sleeve. On the protrusions, end spikes are made that limit the unauthorized rotation of the movable sleeve relative to the stationary one.
Изобретение поясняется чертежами, где на фиг.1 показан общий вид отсекателя; на фиг.2 - хвостовик; на фиг.3 - программный паз (развертка); на фиг.4 (а, б, в, г) - схема последовательного взаимного расположения неподвижной и подвижной втулок.The invention is illustrated by drawings, where figure 1 shows a General view of the cutter; figure 2 - shank; figure 3 - software groove (scan); figure 4 (a, b, c, d) is a diagram of the sequential relative positioning of the fixed and movable bushings.
Отсекатель содержит корпус 1 с клапаном, включающим седло 2 и подпружиненный затвор 3 с толкателем 4. В корпусе установлена неподвижная втулка 5 со шпонкой 6, а над нею размещена подвижная втулка 7 со шпонками 8. В верхней части корпуса выполнена замковая опора 9 для посадки вставного штангового насоса 10, к которому крепится вставной хвостовик 11, выполненный с каналом для притока жидкости к насосу.The cutter comprises a housing 1 with a valve including a
На поверхности хвостовика выполнен зигзагообразный программный паз 12 с шагом 90°, с четырьмя верхними и двумя нижними тупиковыми зонами и двумя открытыми вниз продольными проточками 13. Программный паз предназначен для вращения верхней подвижной втулки при перемещении по нему шпонок этой втулки, а открытые проточки - для прохождения этих шпонок в программный паз и для предотвращения вращения хвостовика после вхождения в одну из них шпонки нижней неподвижной втулки.On the surface of the shank, a
Контактирующие торцы втулок выполнены ступенчатыми (фиг.4), при этом выступу 14 и впадине 15 на торце нижней втулки соответствуют впадина 16 и выступ 17 на торце верхней втулки, а со стороны торца поверхности выступа и впадины образуют полукольца. На торцевых полукольцевых поверхностях выступов выполнены шипы: два (18 и 19) на неподвижной втулке и два (20 и 21) - на подвижной, ограничивающие несанкционированный поворот верхней втулки. С этой же целью в корпусе установлена пружина 22, поджимающая верхнюю втулку к нижней при размещении верхней втулки в крайнем верхнем положении в корпусе отсекателя.The contacting ends of the bushings are made stepwise (Fig. 4), while the
Верхняя подвижная втулка 7 выполнена с двумя шпонками 8, так как на этих штифтах устанавливается (подвешивается) хвостовик. На нижней неподвижной втулке 5 для фиксации хвостовика от поворота достаточно выполнить одну шпонку 6. При этом шпонки на втулках располагают так, чтобы одна из шпонок 8 на верхней втулке и шпонка 6 на нижней втулке устанавливались на одной вертикали в положение, когда торцевая полукольцевая поверхность выступа верхней втулки, надвигаясь на торцевую полукольцевую поверхность выступа нижней втулки, перекрывала ее на 45°.The upper
Шипы на торцевых полукольцевых поверхностях выступов втулок должны быть расположены таким образом, чтобы предотвратить несанкционированный поворот верхней втулки, когда хвостовик приподнимают так, что программный паз сходит со шпонок. Шип 18 расположен в начале выступа неподвижной втулки, а шип 20 - в начале выступа подвижной втулки. Таким образом, при заходе выступа подвижной втулки 7 на выступ неподвижной втулки 5 (позиция, показанная на фиг.4а) шип 20 заходит за шип 18. Шипы 18 и 19 и шипы 20 и 21 разнесены относительно друг друга на 90°. При возврате хвостовика в отсекатель шпонки втулок входят в программный паз в той же позиции, что и при выходе из него.The spikes on the end semicircular surfaces of the protrusions of the bushings must be positioned so as to prevent unauthorized rotation of the upper bush when the shank is lifted so that the program groove comes off the keys. The
При сборке отсекателя на поверхности насос с хвостовиком, перемещая их вниз и вверх, устанавливают в позицию, показанную на фиг.1, когда насос 10 посажен в замковую опору 9, а затвор 3 открыт, при этом втулки 5 и 7 устанавливаются в позицию, показанную на фиг.4г. В этой позиции втулки утоплены одна в другую.When assembling the cutter on the surface, the pump with the shank, moving them up and down, is installed in the position shown in Fig. 1, when the
При спуске в заглушенную скважину отсекатель в сборе с насосом (при открытом клапане) крепят в нижней части подвески колонны насосно-компрессорных труб 23. После установки насоса в скважину спускают колонну штанг и соединяют ее с плунжером сцепным устройством. Скважину вводят в эксплуатацию.When descending into a muffled well, the cutter assembly with the pump (with the valve open) is mounted at the bottom of the suspension of the
Если в процессе эксплуатации требуется заменить насос без глушения скважины, то его приподнимают вместе с хвостовиком, при этом насос выдергивается из замковой опоры, а клапан закрывается. Хвостовик продолжает тянуть за собой верхнюю втулку. Как только выступ верхней втулки выходит из ответного углубления нижней втулки, она поворачивается на 45°, при этом ее шип 20 переходит за шип 18 нижней втулки (втулки приходят в позицию, показанную на фиг.4а). После чего шпонки верхней втулки входят в открытые проточки и хвостовик выходит из отсекателя. Колонна насосных штанг вместе с насосом и хвостовиком извлекается на поверхность.If during operation it is required to replace the pump without killing the well, then it is lifted along with the liner, while the pump is pulled out of the castle support and the valve closes. The shank continues to pull the upper bush. As soon as the protrusion of the upper sleeve leaves the reciprocal recess of the lower sleeve, it rotates 45 °, while its
Новый или отремонтированный насос опускают до упора в отсекатель, при этом хвостовик входит в отсекатель до упора шпонок верхней втулки в верхние тупиковые зоны программного паза (верхняя втулка поворачивается на 45° относительно позиции, показанной на фиг.4а). Посадки насоса в замковую опору не происходит, а клапан отсекателя остается закрытым.A new or repaired pump is lowered into the cutter as far as it will go, while the liner enters the cutter until the keys of the upper bushing stop in the upper deadlock zones of the program groove (the upper bushing rotates 45 ° relative to the position shown in figa). The pump does not fit into the lock support, and the shutoff valve remains closed.
В этом положении на устье скважины осуществляют замеры для установки укороченной штанги и полированного штока.In this position, measurements are made at the wellhead to install a shortened rod and polished rod.
После этого с натяжкой 200-300 кг поднимают колонну штанг вверх до упора, а затем опускают до упора вниз (нулевой вес штанг) и поднимают вновь на высоту (хвостовик выходит из отсекателя), необходимую для установки укороченной штанги и полированного штока. В процессе этих манипуляций подвижная втулка 7 поворачивается относительно неподвижной втулки 5, при этом первый шип 20 втулки 7 переходит за второй шип втулки 5, а общий поворот верхней втулки 7 с момента ввода штока 11 в отсекатель (от позиции, показанной на фиг.4а) до момента выхода его из отсекателя составляет 180°.After that, with a stretch of 200-300 kg, the rod string is lifted up to the stop, and then lowered down to the stop (zero weight of the rods) and raised again to the height (the shank comes out of the cutter), necessary to install a shortened rod and a polished rod. During these manipulations, the
После установки укороченной штанги и полированного штока колонну штанг с насосом и хвостовиком опускают вниз. Хвостовик входит в отсекатель и устанавливается на шпонках верхней втулки (верхняя втулка поворачивается на 45°, и втулки приходят в позицию, показанную на фиг.4в). Клапан остается закрытым.After installing the shortened rod and polished rod, the rod string with the pump and the shank is lowered down. The shank enters the cutter and is installed on the dowels of the upper sleeve (the upper sleeve is rotated 45 °, and the bushings come to the position shown in figv). The valve remains closed.
На устье скважины устанавливают сальник для герметизации колонны насосно-компрессорных труб и с натяжкой поднимают колонну штанг до упора (происходит поворот втулки 7 на 45° и переход второго шипа втулки 7 за второй шип втулки 5), а затем опускают ее (втулка 7 поворачивается еще на 45°). Выступ 17 верхней втулки 7 входит во впадину 15 нижней втулки, и втулки входят одна в другую (фиг.4г), при этом насос садится в замок 9, а хвостовик нажимает на толкатель 4 и открывает затвор клапана отсекателя. Скважину вновь вводят в эксплуатацию.An oil seal is installed at the wellhead to seal the tubing string and with a stretch lift the rod string to the stop (the
Источники информацииSources of information
1. Патент РФ № 2049225, МКИ6 E 21 В 34/06, 1995.1. RF patent No. 2049225, MKI 6 E 21 V 34/06, 1995.
Claims (1)
Priority Applications (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
RU2002103803/03A RU2222690C2 (en) | 2002-02-11 | 2002-02-11 | Cut-off device for string of pipes |
Applications Claiming Priority (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
RU2002103803/03A RU2222690C2 (en) | 2002-02-11 | 2002-02-11 | Cut-off device for string of pipes |
Publications (2)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
RU2002103803A RU2002103803A (en) | 2003-10-27 |
RU2222690C2 true RU2222690C2 (en) | 2004-01-27 |
Family
ID=32090711
Family Applications (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
RU2002103803/03A RU2222690C2 (en) | 2002-02-11 | 2002-02-11 | Cut-off device for string of pipes |
Country Status (1)
Country | Link |
---|---|
RU (1) | RU2222690C2 (en) |
Cited By (3)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
RU187210U1 (en) * | 2018-10-31 | 2019-02-25 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | A device for selective sealing of the tube space when the pipe string is lowered into the well |
RU2693118C1 (en) * | 2018-11-28 | 2019-07-01 | Общество С Ограниченной Ответственностью "Оклэс Технолоджиз" | Device for prevention of turbine rotation |
RU2693120C1 (en) * | 2018-11-28 | 2019-07-01 | Общество С Ограниченной Ответственностью "Оклэс Технолоджиз" | Hydraulic protection with device for prevention of turbine rotation |
-
2002
- 2002-02-11 RU RU2002103803/03A patent/RU2222690C2/en not_active IP Right Cessation
Cited By (3)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
RU187210U1 (en) * | 2018-10-31 | 2019-02-25 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | A device for selective sealing of the tube space when the pipe string is lowered into the well |
RU2693118C1 (en) * | 2018-11-28 | 2019-07-01 | Общество С Ограниченной Ответственностью "Оклэс Технолоджиз" | Device for prevention of turbine rotation |
RU2693120C1 (en) * | 2018-11-28 | 2019-07-01 | Общество С Ограниченной Ответственностью "Оклэс Технолоджиз" | Hydraulic protection with device for prevention of turbine rotation |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
US9416638B2 (en) | Multi-lateral well system | |
US3726343A (en) | Apparatus and method for running a well screen and packer and gravel packing around the well screen | |
US5715891A (en) | Method for isolating multi-lateral well completions while maintaining selective drainhole re-entry access | |
US3557875A (en) | Method and apparatus for vibrating and cementing a well casing | |
US6655461B2 (en) | Straddle packer tool and method for well treating having valving and fluid bypass system | |
US6662877B2 (en) | Formation isolation valve | |
US5992524A (en) | Method for isolating multi-lateral well completions while maintaining selective drainhole re-entry access | |
DK2236741T3 (en) | Capillary suspension device for placing the control cord in an existing borehole | |
US8061428B2 (en) | Non-orientated tubing hanger with full bore tree head | |
EP0250144A2 (en) | Tubing tester valve | |
US4915175A (en) | Well flow device | |
US20110011599A1 (en) | Methods and devices for isolating wellhead pressure | |
AU2018204706B2 (en) | A flow control device | |
NO20181308A1 (en) | Ball mechanism-increased/enhanced initial rotation-opening of ball | |
RU2222690C2 (en) | Cut-off device for string of pipes | |
CA2727027A1 (en) | Downhole shut off assembly for artificially lifted wells | |
NO20160858A1 (en) | Dual isolation well assembly | |
CN110017127A (en) | The water integrated device of acid fracturing control, acid fracturing water control pipe column and acid fracturing water control method | |
CA2696583C (en) | Capillary hanger arrangement for deploying control line in existing wellhead | |
AU2016274609B2 (en) | High pressure circulating shoe track with redundant pressure isolation feature | |
CA2233227C (en) | Method and apparatus for selective horizontal well re-entry using retrievable diverter oriented by logging means | |
US3802509A (en) | Well head completion and control | |
CA2233086C (en) | Method for isolating multi-lateral well completions while maintaining selective drainhole re-entry access | |
RU2178513C1 (en) | Subsurface safety valve | |
RU66777U1 (en) | Downhole Installation |
Legal Events
Date | Code | Title | Description |
---|---|---|---|
MM4A | The patent is invalid due to non-payment of fees |
Effective date: 20080212 |