RU2232247C2 - Система для опрессовки эксплуатационных колонн - Google Patents

Система для опрессовки эксплуатационных колонн Download PDF

Info

Publication number
RU2232247C2
RU2232247C2 RU2003108284/03A RU2003108284A RU2232247C2 RU 2232247 C2 RU2232247 C2 RU 2232247C2 RU 2003108284/03 A RU2003108284/03 A RU 2003108284/03A RU 2003108284 A RU2003108284 A RU 2003108284A RU 2232247 C2 RU2232247 C2 RU 2232247C2
Authority
RU
Russia
Prior art keywords
shaft
packer
drive
sleeve
thread
Prior art date
Application number
RU2003108284/03A
Other languages
English (en)
Other versions
RU2003108284A (ru
Inventor
А.В. Шарохин (RU)
А.В. Шарохин
Original Assignee
Общество с ограниченной ответственностью "АЛ"
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 Общество с ограниченной ответственностью "АЛ" filed Critical Общество с ограниченной ответственностью "АЛ"
Priority to RU2003108284/03A priority Critical patent/RU2232247C2/ru
Publication of RU2003108284A publication Critical patent/RU2003108284A/ru
Application granted granted Critical
Publication of RU2232247C2 publication Critical patent/RU2232247C2/ru

Links

Images

Landscapes

  • Centrifugal Separators (AREA)

Abstract

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть использовано при эксплуатации нефтяных, газовых и водяных скважин, проведении технологических операций для ремонта эксплуатационных колонн, разобщения пластов скважин. Обеспечивает возможность многократного использования системы с многократной ее перестановкой с повышением надежности фиксации в эксплуатационной колонне. Сущность изобретения: устройство состоит из спускоподъемного устройства, энергопитающего устройства с приводом вращения и пакера, соединенного с последним через стыковочный узел. Пакер содержит вал с левой и правой резьбой, верхнюю и нижнюю резьбовые втулки с наружной наклонной поверхностью. Они размещены на валу и обращены наклонными поверхностями друг к другу. Имеется манжета с внутренней полостью, расположенная соосно на валу между резьбовыми втулками. Согласно изобретению привод вращения выполнен реверсивным, снабжен выходным валом с внутренними шлицами со стороны торца и фланцем. Пакер дополнительно содержит механическую сцепную муфту, состоящую из верхней и нижней полумуфт, размещенных между верхней резьбовой втулкой и фланцем привода. Имеется сепаратор с подпружиненными фиксаторами. Вал пакера со стороны верхнего конца имеет многогранник, который соединен через шлицы с валом привода и снабжен дополнительной резьбой, размещенной между многогранником и резьбой под крепление верхней резьбовой втулки. Направление вращения этих резьб - противоположное. Верхняя резьбовая втулка со стороны, обращенной к приводу, выполнена в виде нижней полумуфты, которая имеет внутреннюю цилиндрическую полость с кулачками на внутренней поверхности последней. Верхняя полумуфта неподвижно скреплена с фланцем привода и имеет втулочную часть с внутренней резьбой, через которую она подвижно установлена на валу, и включает наружный кольцевой упорный бурт и кулачки на наружной цилиндрической поверхности втулочной части со стороны, обращенной к нижней полумуфте. Сепаратор выполнен в форме кольца с радиальными направляющими. Он размещен между верхней резьбовой втулкой и манжетой. Фиксаторы выполнены в виде грибков, имеют ножку с профилированным концом, рифления на наружной поверхности шляпки грибка и размещены в направляющих сепаратора. 3 з.п. ф-лы, 2 ил.

Description

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и может быть использована при эксплуатации нефтяных, газовых и водяных скважин, проведении технологических операций для ремонта эксплуатационных колонн, разобщения пластов скважин.
Известна система для опрессовки скважин, содержащая спускоподъемное устройство и пакер [1]. В этой системе у пакера эластичный элемент и втулка с буртом образует со стволом кольцевую полость. Концентрично со стволом установлен пружинный элемент, имеющий внутренний выступ. Между втулкой и эластичным элементом имеются шлипсы с конусом, нижний конец втулки имеет кольцевое дно с внутренней конической поверхностью, пружинный элемент установлен с возможностью осевого перемещения. В процессе подъема в результате трения о стенки скважины шлипсы наползают на конус и фиксируют втулку. Эластичный элемент под действием усилия продольной деформации расширяется и герметизирует колонну скважины. Недостатком описанной системы является невозможность многократной переустановки пакера в заданном интервале глубин без полного подъема из скважины после каждого срабатывания.
Известна система для опрессовки скважин, содержащая спускоподъемное устройство и пакер [2]. В этой системе пакер состоит из эластичного элемента, управляющего прибора на кабеле, электродвигателя, жестко связанного с корпусом, и винтовой пары. Электродвигатель жестко соединен с корпусом и не позволяет отсоединить блок управления и оставить пакер в скважине. Недостатком этой системы является невозможность установки и удаления нескольких пакеров на разных глубинах одним спускоподъемным устройством.
Наиболее близким аналогом того же назначения, как и заявляемое техническое решение, является система для опрессовки нефтяных и газовых скважин, состоящая из спускоподъемного устройства, энергопитающего устройства с приводом вращения и пакера [3]. Здесь пакер соединен с приводом через стыковочный узел и содержит вал с левой и правой резьбой, верхнюю и нижнюю резьбовые втулки с наружной наклонной поверхностью, размещенные на валу и обращенные наклонными поверхностями друг к другу, манжету с внутренней полостью, расположенной соосно валу между резьбовыми втулками.
Недостатком описанной системы является:
- невозможность многократного использования одного и того же пакера;
- возможность смещения пакера после установки под давлением среды вверх или вниз с потерей герметизации из-за фиксации его на эксплуатационной колонне только эластичным элементом.
В основу изобретения положено решение задач:
- возможность многократного использования одной системы с одним и тем же пакером;
- возможность многократной перестановки системы с одним и тем же пакером в заданном интервале глубин без полного подъема системы из эксплуатационной колонны;
- возможность последовательной установки и удаления нескольких пакеров на разных глубинах одним спускоподъемным устройством и сопряженным с последним одним энергопитающим устройством с приводом;
- повышение надежности осевой фиксации пакера в эксплуатационной колонне после его установки.
Поставленные задачи решаются тем, что система для опрессовки эксплуатационных колонн нефтяных, водяных и газовых скважин состоит из спускоподъемного устройства, энергопитающего устройства с приводом вращения и пакера, соединенного через стыковочный узел. Пакер содержит вал с левой и правой резьбой, верхние и нижние резьбовые втулки с наружной наклонной поверхностью, размещенные на валу и обращенные наклонными поверхностями друг к другу, эластичную манжету с внутренней полостью, расположенной соосно на валу между резьбовыми втулками.
Согласно изобретению привод вращения выполнен реверсивным, снабжен выходным валом с внутренними шлицами со стороны торца и фланцем. Пакер дополнительно содержит механическую сцепную муфту, состоящую из верхней и нижней полумуфт, размещенных между верхней резьбовой втулкой и фланцем привода, сепаратор с подпружиненными фиксаторами. Вал пакера со стороны верхнего конца имеет многогранник, который соединен через шлицы с валом привода и снабжен дополнительной резьбой, размещенной между многогранником и резьбой под крепление верхней резьбовой втулки, где направление вращения этих резьб противоположное.
Верхняя резьбовая втулка со стороны, обращенной к приводу, выполнена в виде нижней полумуфты, которая имеет внутреннюю цилиндрическую полость с кулачками на внутренней цилиндрической поверхности последней. Верхняя полумуфта неподвижно соединена с фланцем привода, имеет втулочную часть с внутренней резьбой, через которую она подвижна установлена на валу, наружный кольцевой упорный бурт и кулачки на наружной цилиндрической поверхности втулочной части со стороны, обращенной к нижней полумуфте.
Сепаратор выполнен в виде кольца с радиальными направляющими и размещен между верхней резьбовой втулкой и манжетой, фиксаторы выполнены в виде грибков, имеют ножку с профилированным концом, рифления на наружной поверхности грибка и размещены в направляющих сепаратора.
Выполнение привода реверсивным позволяет многократно состыковывать и расстыковывать пакер с эксплуатационной колонной.
Соединение верхней резьбовой втулки с неподвижным фланцем через механическую муфту с продольными оси вала кулачками позволяет ограничить угол поворота резьбовой втулки относительно фланца при предварительном центрировании вала привода и вала пакера между собой.
Выполнение соединение вала привода и вала пакера через многогранник позволяет обеспечить угловую центрацию валов при малом угле их взаимного поворота.
Выполнение дополнительной резьбы на валу пакера с противоположным направлением вращения относительно резьбы верхней резьбовой втулки позволяет через сцепную муфту устанавливать пакер в эксплуатационной колонне и отсоединять привод от пакера, а также проводить обратную операцию по соединению привода с пакером и расстыковки пакера с эксплуатационной колонной.
Сцепление полумуфт через кулачки позволяет передавать через них существенные крутящие моменты.
Размещение сепаратора между верхней резьбовой втулкой и манжетой и выполнение его в виде кольца с радиальными направляющими, размещение в них фиксаторов позволяет надежно стопорить пакер в конце операции пакерования.
Выполнение многогранника пакера в форме усеченной пирамиды, обращенной верхней частью к валу привода, позволяет облегчить операцию осевой центрации вала привода и вала пакера при стыковке их с собой.
Выполнение резьбы на валу пакера под крепление верхней полумуфты цилиндрической многозаходной и с конической проточкой по наружному диаметру в сторону заходной части позволяет облегчить процесс стыковки верхней полумуфты и вала пакера между с собой из-за повышенного зазора между резьбами в начале стыковки и меньшего их углового поворота.
Превышение радиального зазора между верхней и нижней полумуфтами над радиальным зазором в зацеплении между многогранником и внутренними шлицами вала привода облегчит операцию осевой фиксации последних перед стыковкой между собой.
Таким образом решены поставленные в решении задачи:
- возможность многократного использования для уплотнения эксплуатационных колонн с одним и тем же пакером;
- возможность осуществить многократную поинтервальную перестановку системы с одним и тем же пакером в заданном интервале глубин без полного подъема системы из эксплуатационной колонны;
- возможность последовательно устанавливать и удалять несколько пакеров на разных глубинах одним спускоподъемным устройством и одним энергопитающим устройством с приводом.
Настоящее изобретение будет более понятно после рассмотрения последующего подробного описания выполнения системы для опрессовки эксплуатационных колонн нефтяных, водяных и газовых скважин с ссылкой на прилагаемые чертежи, где на фиг.1 изображена предлагаемая система в транспортном положении; на фиг.2 - сечение А-А фиг.1.
Система для опрессовки эксплуатационных колонн, представленная на фиг.1 и фиг.2, состоит из спускоподъемного и энергопитающего устройства с реверсивным приводом вращения, сопряженных между собой (на чертежах не показаны), и пакера, соединенного с приводом через стыковочный узел.
Пакер содержит вал 1 с левой и правой резьбой на концах, верхнюю 2 и нижнюю 3 резьбовые втулки с наружными наклонными поверхностями, размещенные на валу 1 и обращенные наклонными поверхностями друг к другу, эластичную манжету 4 с внутренней полостью, расположенную соосно на валу 1 между резьбовыми втулками 2 и 3. Причем нижняя резьбовая втулка 3 установлена с предварительным осевым натягом относительно манжеты 4. Привод вращения выполнен реверсивным, снабжен выходным валом 5 с внутренними шлицами со стороны торца и фланцем 6. Пакер дополнительно содержит механическую сцепную муфту, состоящую из верхней 7 и нижней полумуфт, сепаратор 8 с подпружиненными фиксаторами 9. Вал 1 пакера со стороны верхнего конца имеет шестигранник, который соединен через шлицы с валом привода 5 и снабжен дополнительной резьбой, размещенной между шестигранником и резьбой под крепление верхней резьбовой втулки 2, где направление вращения этих резьб противоположное. Верхняя резьбовая втулка 2 со стороны, обращенной к приводу, выполнена в виде полумуфты, которая имеет внутреннюю цилиндрическую полость с одним или несколькими кулачками 10, закрепленными на ее внутренней цилиндрической поверхности полости (см. фиг.2). Верхняя полумуфта 7 неподвижно соединена с фланцем 6 привода, имеет втулочную часть с внутренней резьбой, через которую она подвижна установлена на валу 1, и включает наружный кольцевой бурт 11. Полумуфта 7 снабжена кулачками 12, установленными неподвижно на наружной цилиндрической поверхности ее втулочной части. Кулачки 10 и 12 выполнены вдоль оси вала 1. Сепаратор 8 выполнен в форме кольца с радиальными направляющими и размещен между верхней резьбовой втулкой 2 и манжетой 4. Фиксаторы 9 выполнены в виде грибков и имеют ножку с профилированным концом, рифления на наружной поверхности части грибка и размещены на направляющих сепаратора 8. Шестигранник на верхнем конце вала 1 пакера может быть выполнен в виде усеченной пирамиды, обращенной верхней частью к валу привода 5. Это улучшает центровку при их стыковке. Дополнительная резьба на валу 1 пакера под крепление верхней полумуфты 7 может быть выполнена многозаходной и с конической проточкой по наружному диаметру резьбы в сторону заходной части для облегчения угловой установки верхней полумуфты 7 на вал 1.
Система по фиг.1 и 2 работает следующим образом.
Система, состоящая из спускоподъемного устройства и привода, скрепленного с пакером, опускается с устья скважины с зазором в эксплуатационную колонну на заданную глубину. В процессе спуска системы верхняя резьбовая втулка 2 устанавливается без поджатия к эластичной манжете 4, а нижняя резьбовая втулка 3 с небольшим поджатием для сцепления с манжетой 4. Наружный диаметр манжеты 4 при этом не выступает за габариты других деталей пакера. Центрирование привода и пакера относительно внутренней поверхности эксплуатационной колонны осуществляется по их выступающим наружным поверхностям. После достижения заданной глубины на привод подается управляющий сигнал, вызывающий вращение вала 1. В процессе вращения вала 1 резьбовые втулки 2, 3 перемещаются навстречу друг к другу внутрь эластичной манжеты 4. При дальнейшем вращении вала 1 последовательно внутренняя резьба верхней полумуфты 7 выходит из зацепления с дополнительной резьбой вала 1. Дальнейшее вращение вала 1 поджимает муфту 1 за счет ее расширения наружной поверхностью к внутренней поверхности эксплуатационной колонны и уплотняет ее на двух уровнях. Одновременно манжета 4 поджимает сепаратор 8 в сторону верхней резьбовой втулки 2. При этом ножка грибка 9 опирается в наклонную поверхность втулки 2, а рифленая поверхность шляпки во внутреннюю поверхность эксплуатационной колонны и расклинивает их. Таким образом, пакер дополнительно стопорится относительно эксплуатационной колонны. После этого по нарастанию нагрузки на приводе сверх заданного предела привод отключается. Затем спускоподъемное устройство подтягивается вверх и выходной вал 5 привода выходит из зацепления с шестигранником верхнего конца вала 1. Последними из зацепления между собой выходят кулачки 10 и 12 муфты. После этого спускоподъемное и энергопитающее устройство с приводом готовы для дальнейшей работы для установки дополнительных пакеров в эксплуатационной колонне или распакеровке ранее установленного пакера. При удалении установленного пакера привод опускается вниз до контакта с ним. Первое самое приближенное центрирование привода относительно пакера осуществляется по их наружным поверхностям через промежуточную центрацию по внутренней поверхности эксплуатационной колонны. При дальнейшем опускании привода вниз кулачки 12 верхней полумуфты 7 входят в зацепление с кулачками 10 нижней полумуфты и ориентируют выходной вал 5 привода относительно шестигранника верхнего конца вала 1, позволяя им зайти в зацепление между собой. Дальнейшее опускание привода осуществляется до торцевого контакта заходной части внутренней резьбы полумуфты 7 с заходной частью дополнительной резьбы вала 1. Наличие торцевого контакта между ними определяется по ослаблению нагрузки на спускоподъемное устройство. После этого включается привод с реверсивным направлением вращения по отношению к вращению в процессе операции установки пакера. Эти резьбы свинчиваются между собой до упора втулочной частью верхней полумуфты 7 в торец вала 1 в месте сбега дополнительной резьбы. При вращении вала вследствие неподвижной фиксации верхней резьбовой втулки 2 через кулачки 10, 12 относительно фланца 6 привода, а нижней резьбовой втулки 3 за счет контакта с осевым натягом с манжетой 4 происходит развинчивание резьбовых втулок 2, 3 относительно друг друга и разуплотнение манжеты 4 относительно внутренней поверхности эксплуатационной колонны. Одновременно упорный бурт 11 верхней полумуфты 7 входит в полость между манжетой 4 и верхней резьбовой втулки 2, надавливает на сепаратор 8 и выводит из зацепления фиксатор 9 с наклонной поверхностью в верхней резьбовой втулке 2 и внутренней поверхности эксплуатационной колонны.
После этого пакер готов для перемещения внутри эксплуатационной колонны спускоподъемным устройством.
Использование предлагаемой системы позволяет обеспечивать непрерывный многократный процесс установки и перестановки одного и того же пакера, а также установки и удаления нескольких пакеров на разных глубинах одними и теми же спускоподъемным и энергопитающим устройствами, что повышает производительность работы и снижает их трудоемкость. Кроме того, повышается надежность осевой фиксации пакера после его установки в эксплуатационной колонне. Экономический эффект от использования предложенной системы достигается за счет уменьшения количества и времени исполнения технологических операций в эксплуатационной колонне. Настоящее изобретение может быть использовано в нефтегазовой промышленности и других отраслях промышленности, где производится добыча жидких сред из скважин.
Источники информации
1. Патент РФ № 1828489, МПК 5 Е 21 В 33/12.
2. Патент РФ № 2087672, МПК 6 Е 21 В 33/12.
3. Патент РФ № 2122104, МПК 6 Е 21 В 33/12.

Claims (4)

1. Система для опрессовки эксплуатационных колонн нефтяных, водяных и газовых скважин, состоящая из спускоподъемного устройства, энергопитающего устройства с приводом вращения и пакера, соединенного с последним через стыковочный узел, где пакер содержит вал с левой и правой резьбой, верхнюю и нижнюю резьбовые втулки с наружной наклонной поверхностью, размещенные на валу и обращенные наклонными поверхностями друг к другу, манжету с внутренней полостью, расположенную соосно на валу между резьбовыми втулками, отличающаяся тем, что привод вращения выполнен реверсивным, снабжен выходным валом с внутренними шлицами со стороны торца и фланцем, пакер дополнительно содержит механическую сцепную муфту, состоящую из верхней и нижней полумуфт, размещенных между верхней резьбовой втулкой и фланцем привода, сепаратор с подпружиненными фиксаторами, а вал пакера со стороны верхнего конца имеет многогранник, который соединен через шлицы с валом привода и снабжен дополнительной резьбой, размещенной между многогранником и резьбой под крепление верхней резьбовой втулки, где направление вращения этих резьб противоположное, верхняя резьбовая втулка со стороны, обращенной к приводу, выполнена в виде нижней полумуфты, которая имеет внутреннюю цилиндрическую полость с кулачками на внутренней поверхности последней, верхняя полумуфта неподвижно скреплена с фланцем привода и имеет втулочную часть с внутренней резьбой, через которую она подвижно установлена на валу, наружный кольцевой упорный бурт и кулачки на наружной цилиндрической поверхности втулочной части со стороны, обращенной к нижней полумуфте, сепаратор выполнен в форме кольца с радиальными направляющими, размещен между верхней резьбовой втулкой и манжетой, фиксаторы выполнены в виде грибков, имеют ножку с профилированным концом, рифления на наружной поверхности шляпки грибка и размещены в направляющих сепаратора.
2. Система по п.1, отличающаяся тем, что многогранник вала пакера выполнен в виде усеченной пирамиды, обращенной верхней частью к валу привода.
3. Система по п.1, отличающаяся тем, что дополнительная резьба на валу пакера под крепление верхней полумуфты выполнена цилиндрической многозаходной и с конической проточкой в сторону заходной части по наружному диаметру резьбы.
4. Система по п.1, отличающаяся тем, что радиальный зазор в зацеплении между верхней и нижней полумуфтами превышает радиальный зазор в зацеплении между многогранником вала пакера и внутренними шлицами вала привода.
RU2003108284/03A 2003-03-26 2003-03-26 Система для опрессовки эксплуатационных колонн RU2232247C2 (ru)

Priority Applications (1)

Application Number Priority Date Filing Date Title
RU2003108284/03A RU2232247C2 (ru) 2003-03-26 2003-03-26 Система для опрессовки эксплуатационных колонн

Applications Claiming Priority (1)

Application Number Priority Date Filing Date Title
RU2003108284/03A RU2232247C2 (ru) 2003-03-26 2003-03-26 Система для опрессовки эксплуатационных колонн

Publications (2)

Publication Number Publication Date
RU2003108284A RU2003108284A (ru) 2003-07-20
RU2232247C2 true RU2232247C2 (ru) 2004-07-10

Family

ID=33414186

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
RU2003108284/03A RU2232247C2 (ru) 2003-03-26 2003-03-26 Система для опрессовки эксплуатационных колонн

Country Status (1)

Country Link
RU (1) RU2232247C2 (ru)

Cited By (1)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
RU2630002C1 (ru) * 2013-11-14 2017-09-05 Хэллибертон Энерджи Сервисиз, Инк. Привязка по глубине, нагрузке и крутящему моменту в скважине

Cited By (2)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
RU2630002C1 (ru) * 2013-11-14 2017-09-05 Хэллибертон Энерджи Сервисиз, Инк. Привязка по глубине, нагрузке и крутящему моменту в скважине
US9909410B2 (en) 2013-11-14 2018-03-06 Halliburton Energy Services, Inc. Depth, load and torque referencing in a wellbore

Similar Documents

Publication Publication Date Title
US11203910B2 (en) Casing hanger and annulus sealing device running tool for deepwater drilling, and method for using the same
US4068865A (en) Pipe connectors
US9127517B2 (en) Drill pipe connector and method
EP1266119B1 (en) Method and apparatus for handling tubular goods
EP1877644B1 (en) Gripping tool
CA2609178C (en) Expandable bridge plug and setting assembly
US4794988A (en) Surface wellhead
US5465788A (en) Tubing string hanging apparatus
US4239266A (en) Pipe connector apparatus
EP2817480B1 (en) System and method for enhanced sealing of well tubulars
US7392840B2 (en) Method and means to seal the casing-by-casing annulus at the surface for reverse circulation cement jobs
CN106195444A (zh) 用于水下快速接头的锁紧装置
US4690221A (en) Well tubing hanger method and apparatus for use in well control
US20170167203A1 (en) Oilfield tubular connection system and method
US10837241B2 (en) Apparatus for transmitting torque through a work string when in tension and allowing free rotation with no torque transmission when in compression
RU2232247C2 (ru) Система для опрессовки эксплуатационных колонн
CN105484676A (zh) 分层注气安全接头及其使用方法
CN205330562U (zh) 分层注气安全接头
US4236734A (en) Well tubing coupling system
CN210370533U (zh) 一种组合式连续油管连接器
US4735268A (en) Mechanical setting tool
CN111734350A (zh) 一种可重复开启和关闭的分离阀
US3461982A (en) Safety release bumper tool
US3475040A (en) Apparatus for preventing unthreading of members in a well bore
RU2245985C2 (ru) Устройство для фиксации оборудования в эксплуатационной колонне

Legal Events

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

Effective date: 20070327