RU2222690C2 - Cut-off device for string of pipes - Google Patents

Cut-off device for string of pipes Download PDF

Info

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
Application number
RU2002103803/03A
Other languages
Russian (ru)
Other versions
RU2002103803A (en
Inventor
В.В. Комгорт
Original Assignee
Комгорт Владимир Валерьевич
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 Комгорт Владимир Валерьевич filed Critical Комгорт Владимир Валерьевич
Priority to RU2002103803/03A priority Critical patent/RU2222690C2/en
Publication of RU2002103803A publication Critical patent/RU2002103803A/en
Application granted granted Critical
Publication of RU2222690C2 publication Critical patent/RU2222690C2/en

Links

Images

Abstract

FIELD: equipment shutting off tubing string fitted with sucker-rod pump. SUBSTANCE: cut-off device for string of pipes has body with seat and spring-loaded lock with pusher. There are also mobile tail part with groove in side surface and immobile bushing with key interacting with groove in tail part. Cut-off device is supplemented with mobile bushing with keys that is mounted butt to butt above immobile bushing. Tail part is of inserted type. Groove of tail part includes annular grooves open downwards for entrance of keys of mobile bushing and of key of immobile bushing. Contacting butts of bushings have stepped form. Recess in butt of upper bushing corresponds to protrusion on butt of lower bushing to ensure entrance of one to another with turn of mobile bushing. Butt tongues are made on protrusions to limit unauthorized turn of mobile bushing. Cut-off device is sunk into hole on string of pipes as assembly with pump from which tail part hangs. Upper part of body carries locking support to locate inserted sucker-rod pump. Lock can be opened and closed by manipulations with pump with tail part by lifting and lowering it with the aid of pump rods. Pump is replaced, rods are adjusted and well head is sealed when lock is closed. EFFECT: cut-off device ensures closure of string of pipes by manipulation with pump rods during adjustment of their length, for instance, while installing polished rod into casing-head stuffing box. 7 dwg

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 seat 2 and a spring-loaded shutter 3 with a pusher 4. A fixed sleeve 5 with a key 6 is installed in the housing, and a movable sleeve 7 with keys 8 is placed above it. A lock support 9 is made in the upper part of the housing for landing sucker rod pump 10, which is attached to the insertion shank 11, made with a channel for the flow of fluid to the pump.

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 zigzag program groove 12 is made with a step of 90 °, with four upper and two lower dead ends and two longitudinal grooves open downward 13. The program groove is designed to rotate the upper movable sleeve when moving the keys of this sleeve, and open grooves - for the passage of these dowels into the program groove and to prevent the shank from rotating after the dowels of the lower stationary sleeve enter one of them.

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 protrusion 14 and the depression 15 at the end of the lower sleeve correspond to the depression 16 and the protrusion 17 at the end of the upper sleeve, and form half rings on the side of the end surface of the protrusion and depression. Spikes are made on the end semicircular surfaces of the protrusions: two (18 and 19) on the fixed sleeve and two (20 and 21) on the movable one, restricting unauthorized rotation of the upper sleeve. For the same purpose, a spring 22 is installed in the housing, which compresses the upper sleeve to the lower one when placing the upper sleeve in its highest position in the cutter body.

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 movable sleeve 7 is made with two dowels 8, since a shank is installed (suspended) on these pins. On the lower fixed sleeve 5, to secure the shank against rotation, it is enough to make one dowel 6. In this case, the dowels on the bushings are positioned so that one of the dowels 8 on the upper bushing and the dowel 6 on the lower bush are installed on the same vertical position when the end half-ring surface of the protrusion the upper sleeve, approaching the end semicircular surface of the protrusion of the lower sleeve, overlapped it by 45 °.

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 spike 18 is located at the beginning of the protrusion of the stationary sleeve, and the spike 20 is located at the beginning of the protrusion of the movable sleeve. Thus, when the protrusion of the movable sleeve 7 approaches the protrusion of the stationary sleeve 5 (the position shown in Fig. 4a), the spike 20 extends beyond the spike 18. The spikes 18 and 19 and the spikes 20 and 21 are 90 ° apart from each other. When the shank is returned to the cutter, the dowel keys enter the program groove in the same position as when leaving it.

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 pump 10 is seated in the lock support 9 and the shutter 3 is open, while the bushings 5 and 7 are installed in the position shown Fig.4g. In this position, the bushings are recessed one into the other.

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 tubing string 23. After installing the pump, the boom string is lowered into the well and connected to the plunger by a coupling device. The well is put into operation.

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 spike 20 passes over the spike 18 of the lower sleeve (the bushings come to the position shown in figa). After that, the dowels of the upper sleeve enter open grooves and the shank leaves the cutter. The column of sucker rods together with the pump and liner is removed to the surface.

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 movable sleeve 7 rotates relative to the stationary sleeve 5, while the first spike 20 of the sleeve 7 passes over the second spike of the sleeve 5, and the general rotation of the upper sleeve 7 from the moment the rod 11 is inserted into the shutoff (from the position shown in Fig. 4a) until it leaves the cutter is 180 °.

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 sleeve 7 rotates 45 ° and the second pin of the sleeve 7 passes over the second pin of the sleeve 5), and then lower it (the sleeve 7 is rotated yet at 45 °). The protrusion 17 of the upper sleeve 7 enters the cavity 15 of the lower sleeve, and the sleeve enters one another (Fig. 4d), while the pump sits in the lock 9, and the shank presses the pusher 4 and opens the shutter valve shutter. The well is being put back into operation.

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)

Отсекатель для колонны труб, содержащий корпус с седлом и подпружиненным затвором, подвижный хвостовик с программным пазом на боковой поверхности и закрепленную в корпусе втулку, по меньшей мере, с одной шпонкой, отличающийся тем, что он 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 вхождения через них в программный паз шпонок подвижной втулки и размещения в них шпонок неподвижной втулки, при этом контактирующие торцы втулок выполнены ступенчатыми, причем выступу на торце одной втулки соответствует углубление на торце другой втулки для обеспечения возможности вхождения их одна в другую, а на выступах выполнены торцевые шипы для ограничения несанкционированного поворота подвижной втулки.A cutter for a 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 at least one key, characterized in that it is additionally equipped with a movable sleeve with keys installed above the fixed end-to-end, the shank is plug-in, and the program groove of the shank is made with the grooves open down to enter the keys of the movable sleeve through them into the program groove and place the keys of the fixed sleeve in them, wherein the contacting ends of the bushings are stepped, and a protrusion at the end of one sleeve corresponds to a recess at the end of the other sleeve to allow them to enter one another, and end spikes are made on the protrusions to limit unauthorized rotation of the movable sleeve.
RU2002103803/03A 2002-02-11 2002-02-11 Cut-off device for string of pipes RU2222690C2 (en)

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)

* Cited by examiner, † Cited by third party
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

Cited By (3)

* Cited by examiner, † Cited by third party
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