RU2289012C2 - Connector-disconnector for well packer plant (variants) - Google Patents
Connector-disconnector for well packer plant (variants) Download PDFInfo
- Publication number
- RU2289012C2 RU2289012C2 RU2004122150/03A RU2004122150A RU2289012C2 RU 2289012 C2 RU2289012 C2 RU 2289012C2 RU 2004122150/03 A RU2004122150/03 A RU 2004122150/03A RU 2004122150 A RU2004122150 A RU 2004122150A RU 2289012 C2 RU2289012 C2 RU 2289012C2
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- barrel
- piston
- collet
- housing
- groove
- Prior art date
Links
Images
Abstract
Description
Изобретение относится к технике и технологии добычи углеводородов и может быть применено внутри скважины с одним или несколькими эксплуатационными объектами - пластами для повышения эффективности и надежности работы фонтанной, насосной, газлифтной или нагнетательной одно- или многопакерной установки, в том числе для целенаправленного отсоединения и последующего жесткого или нежесткого и герметичного соединения колонны труб с пакерной системой или с другой колонной труб большего диаметра, а также, в частном случае, для спуска, посадки и извлечения пакера на кабеле или на штанге, или на канате, спуска и установки на канате узла, элемента или клапана над пакером или ловли направляющего или аварийного предмета в скважине.The invention relates to techniques and technologies for hydrocarbon production and can be used inside a well with one or more production facilities - reservoirs to increase the efficiency and reliability of a fountain, pump, gas lift or injection one or multi-pack installation, including for purposeful disconnection and subsequent hard or non-rigid and tight connection of the pipe string with the packer system or with another pipe string of a larger diameter, as well as, in the particular case, for descent, landing and removing the packer on the cable or on the rod or on the rope, lowering and installing on the rope a node, element or valve above the packer or catching a guide or emergency item in the well.
Известен разъединитель колонны гидравлического действия (Патент на изобретение №2203385, Кл. 7 Е 21 В 23/06, 33/12, 27.04.2003. Бюл. №12) для пакерной установки скважины, содержащий снизу ствол меньшего диаметра с буртом, радиальными отверстиями, наружными уплотнительными кольцами и фиксатором, на котором снизу установлен кожух с внутренней канавкой, радиальными отверстиями и внутренними уплотнительными кольцами, образующий со стволом верхнюю и нижнюю гидравлические камеры, и упор со срезными винтами, а сверху - корпус большего диаметра с верхним переводником и нижним цилиндром с внутренним герметизирующим уплотнителем и захватывающим элементом в виде цанги.A well-known disconnector of a hydraulic column (Patent for invention No. 2203385, Cl. 7 E 21 V 23/06, 33/12, 04/27/2003. Bull. No. 12) for a packer installation of a well, containing a lower diameter bore with a shoulder, radial holes , with external sealing rings and a retainer, on which a casing with an internal groove, radial holes and internal sealing rings is mounted on the bottom, forming the upper and lower hydraulic chambers with the barrel and an abutment with shear screws, and on the top there is a larger diameter case with a top nickname and a lower cylinder with an internal sealing gasket and the gripping member in the form of a collet.
Известно также разъединяющее устройство механического и гидравлического действия (Патент на изобретение №2203386, Кл. 7 Е 21 В 23/06, 33/12, 27.04.2003. Бюл. №12) для пакерной установки скважины, содержащее сверху корпус большего диаметра с внутренними верхней и нижней канавками, переводником и упором, имеющим внутреннюю поверхность под герметизирующий уплотнитель и стопор в виде кулачков, с гильзой со срезными винтами и внутренней подвижной втулкой, внутренними расточками и посадочной поверхностью, радиальными отверстиями, наружными канавками под уплотнительные кольца и фиксатор, цангодержателем, цангой с лепестками, наконечником, размещенный в корпусе снизу ствол меньшего диаметра с внутренними посадочными поверхностями и наружной проточкой под стопор упора и пазами под лепестки цанги.Also known is a disconnecting device of mechanical and hydraulic action (Patent for invention No. 2203386, Cl. 7 E 21 V 23/06, 33/12, 04/27/2003. Bull. No. 12) for a packer installation of a well, containing a larger case with a larger diameter with internal upper and lower grooves, a sub and an emphasis having an inner surface for a sealing gasket and a cam stop, with a sleeve with shear screws and an internal movable sleeve, internal bores and a seating surface, radial holes, external grooves for sealing tnitelnye ring and retainer, tsangoderzhatelem, collet with petals tip disposed within the housing below a smaller diameter bore with the internal seat surface and the outer groove by abutment stopper and the grooves under the collet pitch.
Следует отметить, что в скважине ствол меньшего диаметра каждого из этих разъединителей над посаженным пакером является несъемным, а его корпус большего диаметра с внутренними элементами, наоборот, является съемным, то есть извлекаемым. Поэтому, несмотря на то, что эти разъединители (типа 13РКМ.000, 13РКШ.000, 13РКГ.000 и 13РКГ3.000) успешно применяются на нефтяных месторождениях (например, ООО СП "Ванеганнефть", ОАО "ТНК", НГДУ "Пурнефтегаз", ОАО "Северная нефть" и пр.) и показали себя работоспособными и надежными, однако они имеют следующие главные недостатки:It should be noted that in the borehole, the smaller diameter of each of these disconnectors above the planted packer is non-removable, and its larger diameter body with internal elements, on the contrary, is removable, that is, removable. Therefore, despite the fact that these disconnectors (types 13РКМ.000, 13РКШ.000, 13РКГ.000, and 13РКГ3.000) are successfully used in oil fields (for example, LLC SP Vaneganneft, OJSC TNK, NGDO Purneftegaz , OJSC "Severnaya Neft", etc.) and proved to be workable and reliable, however, they have the following main disadvantages:
- небольшая надежность, учитывая, что возникают трудности повторного соединения корпуса большего диаметра со стволом меньшего диаметра над пакером, в случае падения и нахождения аварийного предмета над телом ствола, или повреждения верхнего торца ствола, или накопления пластового песка и АСПО (парафин, смола и пр.) в кольцевом пространстве, образующемся между стволами скважины и разъединителя;- low reliability, given that it is difficult to reconnect a larger case with a barrel of a smaller diameter above the packer, in the event of a fall and an emergency object above the body of the barrel, or damage to the upper end of the barrel, or accumulation of formation sand and paraffin wax (paraffin, resin, etc. .) in the annular space formed between the boreholes and the disconnector;
- низкая эффективность и надежность проведения канатных работ после разъединения и подъема из скважины съемного корпуса из-за меньшего наружного и внутреннего диаметра несъемного ствола разъединителя относительно ствола скважины, а точнее, возникают трудности, и даже невозможность (в сильных наклонных скважинах), прохождения через несъемный ствол разъединителя над пакером канатных или кабельных инструментов, измерительных приборов и прочих узлов и элементов для выполнения ниже пакера канатных операций или исследовательских мероприятий;- low efficiency and reliability of wireline operations after disconnecting and lifting a removable casing from a well due to the smaller outer and inner diameter of the non-removable bore of the disconnector relative to the well bore, or rather, difficulties arise, and even the impossibility (in strong deviated wells) of passing through the non-removable disconnector barrel above the packer of rope or cable tools, measuring instruments and other components and elements to perform below the packer of rope operations or research activities tiy;
- ограниченная область их применения, в частности эти разъединители не могут быть использованы в качестве пакера для герметичного, жесткого или нежесткого разобщения в скважине двух полостей, образующихся между двумя разными диаметрами колонны труб (например, между НКТ-114 мм и НКТ-60 мм);- limited scope of their application, in particular, these disconnectors cannot be used as a packer for tight, rigid or non-rigid separation in the well of two cavities formed between two different diameters of the pipe string (for example, between tubing-114 mm and tubing-60 mm) ;
- невозможность использования их несъемного ствола над посаженным пакером в качестве противополетного направляющего и ловильного устройства для аварийного падающего предмета, насоса, узла или элемента в скважине;- the inability to use their fixed barrel above the planted packer as an anti-flight guide and fishing device for an emergency falling object, pump, assembly or element in the well;
- невозможность их спуска и установки в скважину с пакером на кабеле, на канате или на штанге;- the impossibility of their descent and installation in the well with a packer on the cable, on the rope or on the rod;
- неприемлемость их съемного корпуса в качестве опорного замка с узлом или клапаном для посадки его в несъемный ствол с целью регулирования и исключения техногенного воздействия на пласт скважины;- the unacceptability of their removable housing as a support lock with a node or valve for planting it in a fixed shaft in order to regulate and eliminate man-made impact on the wellbore;
- сложность, габаритность, нетехнологичность и дороговизна их конструкции;- the complexity, overall dimensions, low technology and high cost of their design;
- невозможность использования их съемного корпуса в качестве внутреннего ловильного инструмента узлов или элементов в скважине.- the inability to use their removable housing as an internal fishing tool for nodes or elements in the well.
Целью изобретения является повышение эффективности и надежности и расширение области применения разъединитель-соединителя при внедрении одно- или многопакерной установки в добывающих и нагнетательных скважинах с одним или несколькими эксплуатационными объектами - пластами.The aim of the invention is to increase the efficiency and reliability and expand the scope of the disconnector-connector when introducing a single or multi-packer installation in production and injection wells with one or more production facilities - formations.
Поставленная цель достигается за счет следующих решений.The goal is achieved through the following solutions.
Вариант 1. Для надежности работы разъединитель-соединителя его корпус выполнен в виде несъемного направляющего узла с нижней или нижней и верхней резьбами для труб, внутренними канавкой или проточкой, верхним опорным и упорным буртами, соответственно, для захода и фиксации захватывающего элемента, и нижним опорным буртом для упора ствола, внутренней посадочной поверхностью для герметизирующего уплотнителя и резьбовыми радиальными отверстиями для срезных винтов. При этом ствол установлен сверху внутри корпуса и выполнен в виде съемного верхнего разъединяющего, соединяющего и герметизирующего узла с верхней или верхней и нижней резьбами, или верхней ловильной головкой для канатного инструмента, и с одной или двумя внутренними посадочными поверхностями для размещения подвижной гильзы, радиальными каналами со стопором и резьбовыми перепускными радиальными отверстиями для скважинной среды, с нижней и верхней наружными канавками или проточками, соответственно, для размещения герметизирующего уплотнителя и захватывающего элемента. Герметизирующий уплотнитель размещен на нижней канавке или проточке ствола, а захватывающий элемент установлен на верхней канавке или проточке ствола свободно или сверху подпружинен спиральной пружиной, взаимосвязан через срезные винты с корпусом (с целью исключения вероятности самопроизвольного разъединения ствола от корпуса при спуске в скважину) и выполнен в виде цанги с упругими нижними лепестками, имеющими один или несколько наружных упорных и внутренних опорных буртов, и с верхним хвостовиком, который имеет наружную канавку под нижними торцами срезных винтов корпуса, верхнюю опору под спиральную пружину и внутреннюю канавку над верхним торцом стопора ствола для возможности жесткой фиксации цанги со стволом, и наружный упорный бурт для упора на верхний опорный бурт корпуса. Подвижная гильза с постоянным или переменными наружными сечениями установлена герметично, соответственно, в одной или двух внутренних посадочных поверхностях ствола и выполнена в виде уплотняющего или дифференциального поршня, для разъединения ствола от корпуса осевым перемещением подвижной гильзы механическим ударным канатным инструментом или гидравлическим обратным клапаном, или избыточным давлением и, по меньшей мере, с двумя наружными верхней и нижней канавками с одинаковыми или разными диаметрами под внутренние поверхности уплотнительных колец, между которыми на подвижной гильзе имеются канавки под нижними торцами стопора, срезными винтами и радиальными резьбовыми перепускными отверстиями ствола. При положении соединения ствола с корпусом цанга захватывающего элемента выполнена с возможностью осевого перемещения на стволе и уменьшения диаметра ее лепестков при заходе в корпус, и затем возвращения лепестков в исходное положение во внутренней канавке или проточке корпуса. При положении жесткого сцепления ствола с корпусом цанга захватывающего элемента выполнена с возможностью упора верхнего наружного бурта ее лепестков на внутренний опорный бурт канавки или проточки корпуса и захода опорного бурта ствола под лепестки цанги, для исключения их прижатия и упора наружного упорного бурта ствола на внутренний опорный бурт лепестков цанги. При положении разъединения ствола от корпуса цанга захватывающего элемента, после среза срезных винтов и осевого перемещения подвижной гильзы, выполнена с возможностью ограничения ее свободного хода вниз стопором, для возможности прижатия лепестков цанги при выходе ствола из корпуса.
Корпус или ствол может быть выполнен с нижним или нижним и верхним переводниками, имеющими трубную или штанговую наружную, или внутреннюю резьбу, соответственно, большего, или меньшего, или одинакового диаметра. Герметизирующий уплотнитель на нижней канавке или расточке ствола выполнен в виде шевронных и фторопластовых манжет или обрезиненных металлических колец. Подвижная гильза может быть выполнена с внутренней съемной зафиксированной втулкой. На наружной поверхности подвижной гильзы над верхним уплотнительным кольцом могут быть выполнены перепускные продольные прорези или каналы, или проточки для скважинной среды. В стволе или верхнем его переводнике может быть выполнен опорный бурт или посадочная поверхность, для возможности перемещения и ограничения верхнего хода подвижной гильзы. В стволе или верхнем его переводнике может быть установлен стопор, для возможности перемещения и ограничения верхнего хода подвижной гильзы. Ствол или верхний его переводник может быть оснащен узлом или элементом с посадочной поверхностью или опорным буртом, для возможности перемещения и ограничения верхнего хода подвижной гильзы. В резьбовых радиальных перепускных отверстиях ствола могут быть установлены съемные пробки для герметичности ствола в скважине после повторного, но не жесткого соединения его с корпусом над пакером. Стопор в радиальных каналах ствола выполнен с постоянным или переменными сечениями в виде кулачков или шаров, или захвата, или фиксатора, или ограничителя, с внутренними или наружными, или же внутренними и наружными фасками.The housing or barrel can be made with lower or lower and upper sub, having a pipe or rod external or internal thread, respectively, larger, smaller, or the same diameter. The sealing seal on the lower groove or bore of the barrel is made in the form of chevron and fluoroplastic cuffs or rubberized metal rings. The movable sleeve can be made with an internal removable fixed sleeve. On the outer surface of the movable sleeve above the upper sealing ring can be made bypass longitudinal slots or channels, or grooves for the borehole medium. In the barrel or its upper sub, a support collar or landing surface can be made to allow movement and limitation of the upper stroke of the movable sleeve. A stopper can be installed in the barrel or its upper sub to allow movement and limitation of the upper stroke of the movable sleeve. The barrel or its upper sub can be equipped with a node or element with a seating surface or supporting collar, for the ability to move and limit the upper stroke of the movable sleeve. In threaded radial bypass holes of the barrel, removable plugs can be installed for tightness of the barrel in the well after repeated but not rigid connection of it to the body above the packer. The stopper in the radial channels of the barrel is made with constant or variable sections in the form of cams or balls, or gripper, or retainer, or stopper, with internal or external, or internal and external chamfers.
Верхняя канавка подвижной гильзы выполнена в форме ласточкиного хвоста, для исключения возможности среза верхнего уплотнительного кольца при перемещении подвижной гильзы в стволе. Подвижная гильза может быть выполнена сверху вниз с большим и меньшим внутренними диаметрами, для возможности установки в нее как обратного клапана с большим наружным диаметром, так и ударного канатного инструмента с меньшим наружным диаметром при необходимости перемещения гильзы вниз, соответственно, гидравлическим или механическим воздействием. На ствол или в корпус может быть установлен фиксатор и, соответственно, под него в корпусе или на стволе выполнена посадочная поверхность для исключения их вращения относительно друг друга.The upper groove of the movable sleeve is made in the form of a dovetail, to exclude the possibility of cutting the upper sealing ring when moving the movable sleeve in the barrel. The movable sleeve can be made from top to bottom with larger and smaller inner diameters, for the possibility of installing both a check valve with a large outer diameter and a percussion rope tool with a smaller outer diameter if it is necessary to move the sleeve down, respectively, by hydraulic or mechanical action. A lock can be installed on the barrel or in the housing and, accordingly, a seating surface is made under it in the housing or on the barrel to prevent them from rotating relative to each other.
Вариант 2. Для повышения надежности и эффективности разъединитель-соединителя его корпус (по варианту 1) также выполнен в виде несъемного направляющего узла с нижней или нижней и верхней резьбами для труб, внутренними канавкой или проточкой, и верхним опорным и упорным буртами, соответственно, для захода и фиксации захватывающего элемента, и нижним опорным буртом для упора ствола, внутренней посадочной поверхностью для герметизирующего уплотнителя и с резьбовыми радиальными отверстиями для срезных винтов. При этом ствол установлен сверху внутри корпуса и выполнен в виде съемного верхнего разъединяющего, соединяющего и герметизирующего узла с верхней или верхней и нижней резьбами, или верхней ловильной головкой для канатного инструмента, с нижней и верхней наружными канавками или проточками, соответственно, для размещения герметизирующего уплотнителя и поршня, с опорными и упорным буртами для захватывающего элемента и корпуса. При этом герметизирующий уплотнитель размещен на нижней канавке или проточке ствола, а поршень выполнен с хвостовиком и захватывающий элемент установлен на хвостовике поршня, подпружинен спиральной пружиной и выполнен в виде цанги с упругими нижними лепестками, имеющими один или несколько наружных упорных и внутренних опорных буртов, и с верхним хвостовиком, который имеет верхнюю опору под спиральную пружину и внутренний опорный бурт для упора хвостовика поршня и наружный упорный бурт для упора на верхний опорный бурт корпуса. Хвостовик цанги оснащен изнутри съемным фиксатором или резьбовым храповиком и, соответственно, на хвостовике поршня выполнена упорная резьба, для возможности перемещения хвостовика поршня по резьбе относительно цанги только вниз. Поршень на стволе размещен внутри кожуха и его хвостовик выполнен с опорным и упорным буртами под лепестки цанги и образует между стволом и кожухом верхнюю и нижнюю гидравлические камеры, сообщенные через каналы с полостью ствола и/или пространством за кожухом, для разъединения ствола от корпуса избыточным давлением. При положении соединения ствола с корпусом цанга захватывающего элемента выполнена с возможностью осевого перемещения на хвостовике поршня и уменьшения диаметра ее лепестков при заходе в корпус, и затем возвращения лепестков в исходное положение во внутренней канавке или проточке корпуса. При положении жесткого сцепления ствола с корпусом цанга захватывающего элемента выполнена с возможностью упора верхнего наружного бурта ее лепестков на внутренний опорный бурт канавки или проточки корпуса и захода хвостовика поршня под лепестки цанги, для исключения их прижатия и упора хвостовика поршня на внутренний опорный бурт лепестков цанги. При положении разъединения ствола от корпуса цанга захватывающего элемента, после среза срезных винтов и осевого перемещения поршня, выполнена с возможностью ограничения ее свободного хода вниз упорным буртом хвостовика поршня, или фиксатором, или храповиком цанги, для возможности прижатия лепестков цанги при выходе ствола из корпуса. Здесь также корпус или ствол может быть выполнен с нижним или нижним и верхним переводниками, имеющими трубную или штанговую наружную, или внутреннюю резьбу соответственно большего, или меньшего, или одинакового диаметра. Герметизирующий уплотнитель на нижней канавке или расточке ствола также выполнен в виде шевронных и фторопластовых манжет или обрезиненных металлических колец. Поршень или его хвостовик выполнены, по меньшей мере, с одним наружным и внутренним уплотнительными кольцами, для герметичности поршня в полости, образующейся между стволом и кожухом. На кожухе могут быть выполнены резьбовые радиальные отверстия, в которых установлены срезные винты над наружной канавкой поршня, для фиксации исходного ее положения. На кожухе и стволе, над или под поршнем, или на хвостовике поршня выполнены один или несколько рядов радиальных каналов, соединяющих гидравлические камеры с полостью ствола и пространством за кожухом, для обеспечения перемещения поршня вверх или вниз от внутреннего или внешнего избыточного давления. В стволе между двумя верхним и нижним рядами радиальных каналов, соединяющими верхнюю и нижнюю гидравлические камеры, может быть выполнена посадочная поверхность, для установки в нее гидравлического обратного клапана при необходимости разъединения ствола от его корпуса избыточным давлением. На ствол или в корпус также может быть установлен фиксатор и, соответственно, под него в корпусе или на стволе выполнена посадочная поверхность, для исключения их вращения относительно друг друга.
Эти решения в целом повышают эффективность и надежность работы скважинной одно- или многопакерной установки с разъединитель-соединителем, в том числе позволяют:These solutions generally increase the efficiency and reliability of the downhole single or multi-packer installation with a disconnector-connector, including the following:
- осуществить надежное соединение ствола меньшего диаметра с корпусом большего диаметра над посаженным пакером, если даже поврежден верхний торец корпуса или накоплен пластовый песок и отложены АСПО в кольцевом пространстве, образующемся между корпусом и стволом скважины;- to make a reliable connection of a smaller diameter bore with a larger diameter casing over a planted packer, even if the upper end of the casing is damaged or formation sand is accumulated and AFS are deposited in the annular space formed between the casing and the wellbore;
- повысить эффективность проведения канатных работ, после разъединения и подъема из скважины съемного ствола, из-за большого направляющего проходного диаметра несъемного корпуса относительно его съемного ствола, а точнее, обеспечить свободное (даже в сильно наклонных скважинах) прохождение через несъемный корпус над пакером канатных инструментов, измерительных приборов и прочих узлов и элементов, для выполнения ниже пакера канатных операций или исследовательских работ;- increase the efficiency of wireline operations, after disconnecting and lifting a removable trunk from a well, due to the large guide bore diameter of the fixed body relative to its removable trunk, or rather, to allow free passage (even in highly deviated wells) through the fixed body above the cable tool packer , measuring instruments and other nodes and elements to perform below the packer rope operations or research work;
- расширить область применения разъединитель-соединителя, в частности он может быть использован в качестве пакера для герметичного, жесткого или нежесткого разобщения в скважине двух полостей, образующихся между двумя разными диаметрами колонны труб (например, между НКТ-114 мм и НКТ-60 мм);- expand the scope of the disconnector-connector, in particular, it can be used as a packer for tight, rigid or non-rigid separation in the well of two cavities formed between two different diameters of the pipe string (for example, between tubing-114 mm and tubing-60 mm) ;
- использовать несъемный корпус над посаженным пакером в качестве противополетного направляющего и ловильного устройства для аварийного подающего насоса или узла, или элемента;- use a non-removable housing over the planted packer as an anti-flight guide and fishing device for the emergency feed pump or unit or element;
- спустить над пакером корпус с нижним узлом или элементом (например, отсекателем, хлопушкой и пр.);- lower the housing with the lower assembly or element over the packer (for example, a cutter, a clapper, etc.);
- повысить технологичность конструкции, уменьшить габариты и стоимость разъединитель-соединителя;- increase the manufacturability of the design, reduce the size and cost of the disconnector-connector;
- использовать съемный ствол в качестве внутреннего ловильного инструмента узлов или элементов из скважины;- use a removable barrel as an internal fishing tool for nodes or elements from the well;
- спустить в корпус на канате или кабеле съемный ствол в качестве замковой опоры с нижним узлом или элементом (например, клапаном, прибором, отсекателем, фильтром и пр.).- lower the removable trunk into the housing on the rope or cable as a lock support with a lower assembly or element (for example, a valve, a device, a cutter, a filter, etc.).
Положительный эффект от применения разъединитель-соединителя получается, в основном, за счет повышения эффективности и надежности работы скважинной одно- или многопакерной установки, в частности: при одновременно-раздельной эксплуатации, в том числе при одновременно-раздельной добыче скважин фонтанным, газлифтным или насосным способами, или одновременно-раздельной закачке при поддержании пластового давления, или утилизации избытка воды или газа в пласт(ы) скважины; при спуске и установке в насосную скважину пакера с забойным фильтром (например, гравийным и пр.) против песка или сепаратором; при спуске и установке в насосную или фонтанную скважину съемного или несъемного клапана отсекателя или обратного клапана против техногенного воздействия на пласт (поглощение пластом раствора глушения) в момент ремонта скважины; при спуске и установке в скважину пакера на канате, на кабеле или на штанге, и прочее.The positive effect of the use of the disconnector-connector is obtained mainly by increasing the efficiency and reliability of the borehole single or multi-packer installation, in particular: during simultaneous and separate operation, including simultaneous and separate production of wells by flow, gas-lift or pump methods , or simultaneously-separate injection while maintaining reservoir pressure, or disposal of excess water or gas into the reservoir (s) of the well; when launching and installing a packer in the pumping well with a downhole filter (for example, gravel, etc.) against sand or a separator; during the descent and installation of a removable or non-removable shut-off valve or non-return valve into the pump or fountain well against technogenic impact on the formation (absorption of the jamming solution by the formation) at the time of well repair; during the descent and installation of the packer in the well on a rope, cable or rod, and so on.
На фиг.1 приводится принципиальный вид разъединитель-соединителя (далее устройство) с подвижной гильзой в виде уплотняющего поршня, при крайнем нижнем соединенном положении съемного его ствола с несъемным корпусом; на фиг.2 - то же самое, с подвижной гильзой в виде дифференциального поршня, срабатывающей от внутреннего избыточного давления; на фиг.3 - то же самое, только с подвижной гильзой в виде дифференциального поршня, срабатывающей от внешнего избыточного давления; на фиг.4 - то же самое, только при крайнем верхнем (сцепленном) положении ствола в корпусе; на фиг.5 - то же самое, только при положении расцепления ствола с корпусом; на фиг.6 - то же самое, только при положении отсоединения и извлечения ствола от корпуса; на фиг.7 - то же самое, только при нежестком, но гидравлическом соединенном положении ствола с корпусом; на фиг.8 - то же самое, только с кольцевым поршнем, перемещающимся вверх от затрубного давления (при разъединении); на фиг.9 - то же самое, только с кольцевым поршнем, перемещающимся вверх от трубного давления (при разъединении); на фиг.10 - то же самое, только с кольцевым поршнем, перемещающимся вниз от трубного давления (при разъединении); на фиг.11- то же самое, только с кольцевым поршнем, перемещающимся вверх от затрубного давления (при разъединении); на фиг.12 - в скважине устройство с пакером (ствол или корпус с нижним съемным или несъемным узлом); на фиг.13 - в скважине устройство с пакером (ствол с хвостовиком, а корпус с открытым отсекателем "хлопушкой"); на фиг.14 - в скважине устройство с пакером, спущенное на канате или на кабеле, или на штанге; на фиг.15 - в скважине устройство с разъединенным и извлеченным стволом от корпуса над пакером; на фиг.16 - в скважине корпус над пакером и выше него спущенная колонна труб большего диаметра; на фиг.17 - в скважине ствол, спущенный повторно через колонну труб большего диаметра и нежестко, но герметично соединенный с корпусом над пакером; на фиг.18 - то же самое, только колонна труб большего диаметра спущена ниже верхнего пласта для добычи высоковязкой нефти; на фиг.19 - в скважине устройство, герметично разобщающее полости между двумя колоннами труб; на фиг.20 - в скважине многопакерная установка с разъединитель-соединителями для ОРЭ.Figure 1 shows the principal view of the disconnector-connector (hereinafter the device) with a movable sleeve in the form of a sealing piston, with the lowermost connected position of its removable barrel with a non-removable body; figure 2 is the same, with a movable sleeve in the form of a differential piston, triggered by internal overpressure; figure 3 is the same, only with a movable sleeve in the form of a differential piston, triggered by external overpressure; figure 4 is the same, only with the extreme upper (interlocked) position of the barrel in the housing; figure 5 is the same, only with the position of the disengagement of the barrel with the housing; Fig.6 is the same, only with the position of detachment and removal of the barrel from the body; Fig.7 is the same, only with a non-rigid, but hydraulically connected position of the barrel with the body; on Fig - the same, only with an annular piston moving upward from the annular pressure (when disconnected); figure 9 is the same, only with an annular piston moving upward from the pipe pressure (when disconnected); figure 10 is the same, only with an annular piston moving downward from the pipe pressure (when disconnected); 11 is the same, only with an annular piston moving upward from the annular pressure (when disconnected); in Fig.12 - in the well, the device with a packer (barrel or body with a lower removable or non-removable node); on Fig - in the well, the device with a packer (the barrel with a shank, and the body with the open clapper "clapper"); on Fig - in the well of the device with a packer, lowered on a rope or cable, or on a rod; on Fig - in the well, the device with a disconnected and removed barrel from the housing above the packer; in Fig.16 - in the borehole housing above the packer and above it a deflated string of pipes of larger diameter; on Fig - in the wellbore, deflated again through a string of pipes of larger diameter and non-rigidly, but tightly connected to the body above the packer; on Fig is the same, only a string of pipes of larger diameter is lowered below the upper reservoir for the production of highly viscous oil; on Fig - in the well of the device, hermetically disconnecting the cavity between the two pipe columns; in Fig.20 - in the well multi-packer with disconnector-connectors for the wholesale market.
Разъединитель-соединитель (см. фиг.1-3, 8) содержит корпус 1 большего диаметра, выполненный в виде несъемного направляющего узла с нижней 2 или нижней 2 и верхней 3 резьбами для труб, внутренними канавкой (проточкой) 4 и верхним опорным 5, упорным 6 и нижним опорным 7 буртами, внутренней посадочной поверхностью 8, без или с резьбовыми радиальными отверстиями 9 под срезные винты 10. В корпусе 1 сверху установлен ствол 11 в виде съемного верхнего разъединяющего, соединяющего и герметизирующего узла с верхней 12 или верхней 12 и нижней 13 резьбами, или верхней ловильной головкой 14 для канатного или кабельного инструмента. Ствол 11 может быть выполнен с одной или двумя внутренними посадочными поверхностями 15, 16 под подвижную гильзу 17, радиальными каналами 18 со стопором 19, резьбовыми перепускными радиальными отверстиями 20. Ствол 11 выполнен с нижней 21 и верхней 22 наружными канавками (проточками), соответственно, под герметизирующий уплотнитель 23 и захватывающий элемент 24 (см. фиг.1 или см. фиг.8), под поршень 25 с хвостовиком 26, опорным 27 и упорным 28 буртами. При этом захватывающий элемент 24 установлен или на верхней канавке (проточке) 22 ствола 11, или же на хвостовике 26 поршня 25, свободно (без пружины 29) или сверху подпружинен спиральной пружиной 29, или взаимосвязан через срезные винты 10 с корпусом 1 (в частном случае, хвостовиком 26 поршня 25 или стволом 11), или же одновременно подпружинен спиральной пружиной 29 и взаимосвязан через срезные винты 10 с корпусом 1. Захватывающий элемент 24 (см. фиг.8) выполнен в виде цанги с упругими нижними лепестками 30, имеющими наружные упорные 31, 32 и внутренние опорные 33, 34 бурты и с верхним хвостовиком 35. В зависимости от конструкции и условий эксплуатации разъединитель-соединителя хвостовик 35 цанги может иметь один или нескольких следующих элементов (см. фиг.I): наружную канавку 36 под нижними торцами срезных винтов 10 корпуса 1, верхнюю опору 37 под спиральную пружину 29, внутреннюю канавку 38 над верхним торцом стопора 19 ствола 11 (для возможности жесткой фиксации цанги 24 со стволом 11), внутренний (см. фиг.8) опорный бурт 34 (для упора на него наружного бурта 39 хвостовика 26 поршня 25), наружный (см. фиг.3) упорный бурт 40 для упора на верхний опорный бурт 41 корпуса 1 и радиальные сообщающиеся каналы 42. Хвостовик (см. фиг.10) цанги 35 также может быть оснащен изнутри съемным фиксатором или резьбовым храповиком 43 и, соответственно, на хвостовике 26 поршня 25 выполнена упорная резьба 44, для возможности перемещения хвостовика 26 поршня 25 по резьбе 44 относительно цанги только вниз. При этом поршень 25 на стволе 11 размещен внутри кожуха 45 и его хвостовик 26 выполнен с опорным 46 и наружным (упорным) 39 буртами под лепестки 30 цанги и образует между стволом 11 и кожухом 45 верхнюю 46 и нижнюю 47 гидравлические камеры. Подвижная гильза 17 (см. фиг.1, 2, 3) постоянным или переменными наружными сечениями установлена герметично, соответственно, в одной 15 (см. фиг.1) или двух 15, 16 (фиг.2, 3) внутренних посадочных поверхностях ствола 11 и выполнена в виде уплотняющего (фиг.1) или дифференциального поршня (фиг.2, 3), без или с внутренней съемной зафиксированной втулкой 48 (фиг.1) для разъединения ствола 11 от корпуса 1 осевым перемещением подвижной гильзы 17 механическим ударным канатным инструментом или гидравлическим обратным клапаном, или избыточным давлением. Подвижная гильза 17 (см. фиг.2) также выполнена с наружными верхней 49 и нижней 50 канавками с одинаковыми или разными диаметрами под внутренние поверхности уплотнительных колец 51 и 52, между которыми на подвижной гильзе 17 имеются канавки 53, 54 и 55 соответственно под нижними торцами стопора 19, срезными винтами 14 и радиальными резьбовыми перепускными отверстиями 20 ствола 11. При необходимости, для высокого рабочего давления разъединитель-соединителя канавки 49 и 50 и, соответственно, кольца 51 и 52 на подвижной гильзе 17 могут быть выполнены в два ряда. Корпус 1 (см. фиг.7) может быть выполнен с нижним 56 или верхним 57, или же нижним 56 и верхним 57 переводниками, имеющими трубную или штанговую наружную или внутреннюю резьбы 2, 3 соответственно, большего или меньшего, или одинакового диаметра. Ствол 11 (см. фиг.1) также может быть выполнен с нижним 58 или верхним 59 переводниками, имеющими трубную или штанговую наружную, или внутреннюю резьбу 13, 12. На наружной поверхности подвижной гильзы 17 над верхним уплотнительным кольцом 51 могут быть выполнены перепускные продольные прорези или каналы, или проточки 60 для циркуляции скважинной среды после расцепления ствола 11 от корпуса 1. В стволе 11 или верхнем его переводнике 59 может быть выполнен опорный бурт или посадочная поверхность, или установлен стопор, или он оснащен узлом или элементом с посадочной поверхностью, или опорным буртом 61, для возможности перемещения и ограничения верхнего хода подвижной гильзы 17. В резьбовых радиальных перепускных отверстиях 20 (см. фиг.7) ствола 11 могут быть установлены съемные пробки 62 для герметичности ствола 11 в скважине после повторного, но нежесткого соединения его с корпусом 1 над пакером. При крайнем нижнем положении ствола 11 (см. фиг.3) его упорный бурт 63 (или нижний торец) и упорный бурт 40 цанги 24 опираются соответственно на внутренние нижний 7 и верхний 41 опорные бурты корпуса 1 для ограничения хода ствола 11 вниз и его разгрузки в скважине относительно корпуса 1 над пакером. В резьбовых радиальных отверстиях 9 (см. фиг.4) корпуса 1 или верхнего его переводника 57 установлены срезные винты 10 над наружной канавкой 36 хвостовика 35 цанги 24, для фиксации положения цанги 24 относительно корпуса 1 и исключения вероятности самопроизвольного разъединения ствола 11 от корпуса 1 при спуске в скважину. Подвижная гильза 17 (см. фиг.6) может быть выполнена с переменными внутренними диаметрами, в частности, сверху вниз с большими 64, 65 и меньшим 66 внутренними диаметрами, для возможности установки в нее как обратного клапана с большим наружным диаметром, так и ударного канатного инструмента с меньшим наружным диаметром при необходимости перемещения гильзы 17 вниз, соответственно, гидравлическим или механическим воздействием. Подвижная гильза 17 с нижнего торца может быть выполнена с внутренним диаметром 66 меньше, чем внутренний диаметр 67 ствола 11 под ней, для возможности упора на нее снизу лепестков цангового канатного инструмента и перемещения ее ударом вверх за счет упругости лепестков цанги при повторном жестком соединении неизвлеченного из скважины ствола 11 с его корпусом 1. Подвижная гильза 17 с нижнего торца также может быть выполнена с внутренним диаметром больше, чем внутренний диаметр ствола под ней, для обеспечения при нижнем крайнем ее положении уменьшения диаметра ударного канатного инструмента (если он выполнен в виде толкателя) при заходе и прохождении его через ствол 11. Поршень 25 (см. фиг.11) или его хвостовик 26 могут быть выполнены выполнены с двумя (на чертеже отсутствует) или с одним наружным 68 и внутренними 69, 70 уплотнительными кольцами, для герметичности поршня 25 в полости, образующейся между стволом 11 и кожухом 45. Хвостовик 26 поршня 25 может быть выполнен с внутренней 71, наружной 72 канавками (расточками), буртами 39, 46 и циркуляционными радиальными отверстиями 73. Подвижная гильза 17 (см. фиг.2) или хвостовик 26 поршня 25 (см. фиг.8), соответственно, может быть выполнен с лепестками 74 с упорным буртом 75 (канавкой) или оснащен фиксатором 76. При этом ствол 11 выполнен с верхней 77 и нижней 78 канавками под лепестки 74 (фиг.2) или под фиксатор 76 (фиг.3, 8), для фиксации исходного и рабочего положений подвижной гильзы 17 или поршня 25. Также (см. фиг.2) стопор 19 может быть выполнен с нижним внутренним опорным буртом (фаской) и, соответственно, для него на подвижной гильзе выполнен упорный бурт (канавка) для жесткой фиксации нижнего положения подвижной гильзы 17 стопором 19 при расцепленном положении ствола 11 от корпуса 1. На кожухе 45 (см. фиг.10) могут быть выполнены резьбовые радиальные отверстия 79, в которых установлены срезные винты 10 над наружной канавкой 80 поршня 25 для фиксации исходного положения поршня. На кожухе 45, стволе 11, над или под поршнем 25 и на хвостовике 26 поршня 25, соответственно, выполнены один или несколько рядов радиальных каналов 81, 82, 73, соединяющих гидравлические камеры 47 с полостью ствола 11 и пространством за кожухом 45, для обеспечения перемещения поршня 25 вверх или вниз от внутреннего или внешнего избыточного давления. В стволе 11 (см. фиг.11), между двумя верхним и нижним рядами радиальных каналов 82, соединяющих верхнюю и нижнюю гидравлические камеры 47, выполнена посадочная поверхность 83 для установки в нее гидравлического обратного клапана при необходимости разъединения ствола 11 от его корпуса 1 избыточным давлением. На корпусе 1 (см. фиг.7) или его верхнем переводнике 57 выполнены радиальные циркуляционные каналы 84, а внутри его -дополнительная расточка 85, в которой установлена подпружиненная герметизирующая подвижная втулка 86 с внутренним упорным буртом 87 для упора ствола 11, верхним 88 и нижним 89 уплотнительными кольцами, при этом подвижная втулка 86 выполнена с возможностью открытия радиальных циркуляционных каналов 84 корпуса 1 или его переводника 57 при крайнем нижнем своем положении, соответствующем герметичному соединенному состоянию ствола 11 с корпусом 1, и, наоборот, их перекрытия при верхнем крайнем положении подвижной втулки 86 после разъединения и извлечения ствола 11 от корпуса 1. На стволе 11 (см. фиг.1) или верхнем его переводнике 59 установлена регулирующая гайка 90 для изменения усилия пружины 29, передаваемого на захватывающий элемент 24. На ствол 11 (см. фиг.3) или в корпус 1 установлен фиксатор 91 и, соответственно, под него в корпусе или на стволе выполнена посадочная поверхность, для исключения их вращения относительно друг друга.The disconnector-connector (see Figs. 1-3, 8) contains a
Корпус 1 (см. фиг.12) или нижний его переводник 56 оснащен снизу несъемным узлом, например фильтром 92 или сепаратором, или пакером 93, или отсекателем 94 (см. фиг.13) и прочее. Верхний переводник 59 (см. фиг.14) ствола 11 с ловильной головкой выполнен с осевым или радиальными каналами 95 для возможности спуска и извлечения канатом или кабелем 96 ствола 11 без или с корпусом 1, или пакером 93 из скважины 97.The housing 1 (see Fig. 12) or its
При положении соединения ствола 11 с корпусом 1 цанга 24 захватывающего элемента перемещается на стволе 11 (см. фиг.1) или на хвостовике 26 поршня 25 (см. фиг.9, 11) и при этом уменьшается диаметр ее лепестков 30 при заходе в корпус 1, а затем лепестки 30 возвращаются в исходное положение во внутренней канавке (проточке) 4 корпуса 1. При положении жесткого сцепления ствола 11 с корпусом 1 (см. фиг.4, 8, 10) верхний наружный бурт 31 лепестков 30 цанги 24 захватывающего элемента упирается на внутренний опорный бурт 5 канавки (проточки) 4 корпуса 1 и опорный бурт 27 (фиг.4) или опорный бурт 46 (фиг.8, 10) ствола 11, или же хвостовик 26 (фиг.10) поршня 25 заходит под лепестки 30 цанги 24, для исключения прижатия лепестков 30 над наружным опорным буртом 27 (фиг.4, 8) или 46 (фиг.10) ствола 11. А при положении разъединения ствола 11 от корпуса 1, после среза срезных винтов 14 или 10 и, соответственно, осевого перемещения (вниз или вверх) подвижной гильзы 17 (фиг.5, 6) или поршня 25 (фиг.8-11), ограничивается свободный ход цанги 24 стопором 19 (фиг.5, 6) или упорным буртом 39 хвостовика 26 поршня 25 (см. фиг.8-11), или фиксатором, или храповиком 43 хвостовика 35 цанги 24 (см. фиг.10), для возможности прижатия лепестков 30 цанги 24 при выходе ствола 11 из корпуса 1.When the
Разъединитель-соединитель (далее устройство) в скважине работает следующим образом.The disconnector-connector (hereinafter the device) in the well operates as follows.
Устройство спускается в скважину 97 в составе подземной компоновки (см. фиг.12-20). При этом ствол 11 и корпус 1 относительно друг к друга перемещаются, в результате чего наружный опорный бурт 27 ствола 11 (см. фиг.4) или 46 хвостовика 26 поршня 25 (см. фиг.9, 10) заходит под лепестки 30 цанги 24 и не дает им прижиматься, а его упорный бурт 28 (фиг.4) или 39 (фиг.9, 10) опирается на нижний внутренний опорный бурт 33 лепестков 30 цанги 24. При этом также верхний наружный упорный бурт 31 цанги 24 упирается на опорный бурт 5 корпуса 1 и в результате чего происходит жесткое сцепление ствола 11 с корпусом 1.The device descends into the well 97 as part of an underground arrangement (see FIGS. 12-20). In this case, the
После посадки и опрессовки пакера 93 (см. фиг.15) снизу и сверху на герметичность расцепляют (от жесткого соединения) и поднимают съемный ствол 11 от несъемного корпуса 1 выше пакера 93. Для этого сначала создают разгрузку на стволе 11 в корпусе 1 над пакером 93 (см. фиг.12), а затем спускают канатный ударный инструмент (например, с буртом диаметром 53 мм и посадочным диаметром 50 мм и т.д.) или обратный клапан (например, КПП-56 или AN-57,15 и пр.) в подвижную гильзу 17 ствола 11 (см. фиг.1 - 4), после чего (см. фиг.5), соответственно, механическим (например, ударом вниз) или гидравлическим воздействием на подвижную гильзу 17 срезают срезные винты 14 ствола 11 и перемещают гильзу 17 до упора в ствол 11. При этом подвижная гильза 17, в свою очередь, радиально перемещает стопор 19 вверх внутри канавки 38 хвостовика 35 цанги 24, после чего открываются циркуляционные радиальные отверстия 20 ствола 11 для получения информации о разъединении ствола 11 от корпуса 1 (при этом в радиальном отверстии 20 отсутствуют винты - пробки 62 (см. фиг.7)). При подъеме ствола 11 из корпуса 1 (см. фиг.6) стопор 19 упирается в опорный бурт 34 канавки 38 хвостовика 35 цанги 24 и жестко фиксирует ход цанги 24 вниз. Далее (см. фиг.14, 15) создается небольшое усилие (натяг) на колонну труб 98 (на штангу, канат или кабель 96, жестко соединенные со стволом 11), при котором (см. фиг.6) лепестки 30 цанги 24 утопают в верхней проточке 22 ствола 11 или (см. фиг.8, 10) в проточке хвостовика 26 поршня 25 и, в результате чего, освобождается ствол 11 от корпуса 1. Для повторного жесткого соединения ствола 11 (без или с нижним узлом 92 или 94 (см. фиг.12, 13)) с корпусом 1 собирают ствол 11 в сборе (см. фиг.1-4, 8-11)и спускают его в корпус 1 на колонну труб (на канате и пр.). При этом нижний наружный опорный бурт 33 лепестков 30 цанги 24 сначала упирается на входной опорный бурт 41 корпуса 1 (см. фиг.1), и лепестки 30 цанги 24 под нагрузкой труб на ствол 11 утопают в наружной верхней канавке (проточке) 22 ствола 11 или (см. фиг.8-11) в проточке хвостовика 26 поршня 25 и, в результате чего, ствол 11 в сборе заходит в корпус 1 и фиксируется.After planting and crimping the packer 93 (see FIG. 15), from the top and bottom for leak tightness, they release (from a rigid connection) and lift the
В скважине устройство по фигуре 1 разъединяется или механическим путем с помощью канатного ударного инструмента, или же гидравлическим путем после спуска и установки обратного (приемного) клапана в подвижной гильзе 17 ствола 11. Устройство по фигуре 2 также может быть разъединено аналогично фигуре 1, и еще оно дополнительно разъединяется от внутреннего избыточного давления, необходимого для среза винтов 14 и перемещения подвижной гильзы 17 до упора в ствол 11. Устройство по фигуре 3 может быть также разъединено аналогично фигуре 1, и еще оно дополнительно разъединяется от затрубного избыточного давления, необходимого для среза винтов 14 и перемещения подвижной гильзы 17 до упора в ствол 11. В случае не извлечения ствола 11 (фиг.1-3) из скважины повторное соединение его с корпусом 1 может быть осуществлено также путем перемещения подвижной гильзы 17 к исходному положению механическим или гидравлическим воздействием.In the well, the device according to figure 1 is disconnected either mechanically by means of a cable percussion instrument, or hydraulically after lowering and installing a non-return (receiving) valve in the
Устройство по фигуре 8 или 9 разъединяется, соответственно, только от затрубного или трубного избыточного давления, необходимого для среза винтов 10 и перемещения поршня 25 в рабочее положение и, наоборот, их жесткое соединение происходит, соответственно, путем перемещения поршня в исходное положение от трубного или затрубного избыточного давления.The device according to figure 8 or 9 is disconnected, respectively, only from the annular or pipe overpressure required to cut off the
Устройство по фигуре 10 или 11 разъединяется, соответственно, только от трубного или затрубного избыточного давления путем среза винтов 10 и перемещением поршня 25 в рабочее положение и, наоборот, его жесткое соединение происходит, соответственно, от затрубного или трубного избыточного давления перемещением поршня в исходное положение.The device according to figure 10 or 11 is disconnected, respectively, only from the pipe or annular overpressure by cutting the
Установка с разъединитель-соединителем без или со съемным узлом (например, фильтром, сепаратором, регулятором, пробкой 92, отсекателем 94 и пр.), приведенная на фигурах 12-20, может применяться как для одного пласта, так и для нескольких пластов при одновременно-раздельной закачке или добыче одной нагнетательной, фонтанной, насосной или газлифтной скважиной.Installation with a disconnector-connector without or with a removable unit (for example, a filter, a separator, a regulator, a
Установка по фигуре 13-15 может быть использована для спуска и посадки пакера 93 без или со съемным узлом 92 или 94 (например, отсекателем, гравийным фильтром, обратным клапаном против поглощения пластом раствора глушения и пр.) в скважину 97 на канате или на кабеле 96 (например, каротажном и пр.). При этом (см. фиг.14) в подвижной гильзе устанавливают (в частности, на устье) приемный клапан 99 (например, КПП, "А" и пр.) и спускают устройство с пакером 93 в скважину 97 на проектную глубину. Далее устанавливают пакер 93 от гидростатического или избыточного давления в скважине 97, проверяют его сверху на герметичность и отсоединяют ствол 11 от корпуса 1 или оставляют (см. фиг.15), или поднимают (см. фиг.16) его из скважины 97. Установка с узлом (обратным клапаном или отсекателем 92 и пр.) по фигуре 15, в частности, может быть применена для исключения техногенного воздействия на пласт, в том числе для предотвращения поглощения пластом раствора глушения, с целью сохранения фильтрационных параметров пласта и сокращения времени вывода на режим работы пласта после ремонта фонтанной, насосной или газлифтной скважины.The installation according to figure 13-15 can be used to lower and land the
Установка по фигуре 17 при одновременно-раздельной эксплуатации позволяет эксплуатировать пласты по отдельному трубному каналу 98 и кольцевому каналу между колоннами труб 100 и 98, что, в основном, облегчит замер дебита флюида или расхода рабочего агента по пластам. Установка по фигуре 18 приемлема для добычи (фонтанным или газлифтным способом) из верхнего пласта высоковязкой нефти, подогревая ее за счет повышенной температуры нижних горных пород. Установка по фигуре 19 также эффективна для добычи из верхнего пласта высоковязкой нефти только газлифтным способом, направляя нефть в колонну труб 98 через скважинную камеру или съемный клапан 101 и подавая рабочий газ в межтрубную 100, 98 полость, а также для углубления точки ввода газа (до скважинной камеры или рабочего клапана 102) ниже верхнего пласта. Установка на фигуре 20 может внедряться при одновременно-раздельной эксплуатации для 3-х и более пластов одной скважины.The installation according to figure 17 during simultaneous and separate operation allows the formations to be operated along a
Claims (21)
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2004122150/03A RU2289012C2 (en) | 2004-07-19 | 2004-07-19 | Connector-disconnector for well packer plant (variants) |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2004122150/03A RU2289012C2 (en) | 2004-07-19 | 2004-07-19 | Connector-disconnector for well packer plant (variants) |
Publications (2)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2004122150A RU2004122150A (en) | 2006-01-20 |
| RU2289012C2 true RU2289012C2 (en) | 2006-12-10 |
Family
ID=35872933
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2004122150/03A RU2289012C2 (en) | 2004-07-19 | 2004-07-19 | Connector-disconnector for well packer plant (variants) |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2289012C2 (en) |
Cited By (7)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2455454C1 (en) * | 2011-05-20 | 2012-07-10 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Tubing anchor for electric centrifugal pump |
| RU2473781C1 (en) * | 2011-10-12 | 2013-01-27 | Закрытое акционерное общество "Газтехнология" | Technological packer |
| CN103821479A (en) * | 2014-02-17 | 2014-05-28 | 康庆刚 | Device not pressing oil reservoir during thermal washing of mechanical producing well |
| RU2524075C1 (en) * | 2013-06-14 | 2014-07-27 | Олег Сергеевич Николаев | Device for simultaneous-separate extraction of fluid from well two seams (versions) |
| RU2527043C2 (en) * | 2009-02-09 | 2014-08-27 | Шлюмбергер Текнолоджи Б.В. | Mechanical sliding sleeve |
| CN104790893A (en) * | 2015-02-12 | 2015-07-22 | 中国海洋石油总公司 | Feeding tool assembly for suspending packer used for horizontal well multi-sectional fracture |
| RU2572041C2 (en) * | 2014-04-15 | 2015-12-27 | Общество с ограниченной ответственностью "ЛУКОЙЛ-Инжиниринг" (ООО "ЛУКОЙЛ-Инжиниринг") | Equipment for dual bed operation for oil- and gas-bearing formations in well |
-
2004
- 2004-07-19 RU RU2004122150/03A patent/RU2289012C2/en not_active IP Right Cessation
Cited By (8)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2527043C2 (en) * | 2009-02-09 | 2014-08-27 | Шлюмбергер Текнолоджи Б.В. | Mechanical sliding sleeve |
| RU2455454C1 (en) * | 2011-05-20 | 2012-07-10 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Tubing anchor for electric centrifugal pump |
| RU2473781C1 (en) * | 2011-10-12 | 2013-01-27 | Закрытое акционерное общество "Газтехнология" | Technological packer |
| RU2524075C1 (en) * | 2013-06-14 | 2014-07-27 | Олег Сергеевич Николаев | Device for simultaneous-separate extraction of fluid from well two seams (versions) |
| CN103821479A (en) * | 2014-02-17 | 2014-05-28 | 康庆刚 | Device not pressing oil reservoir during thermal washing of mechanical producing well |
| CN103821479B (en) * | 2014-02-17 | 2016-05-18 | 康庆刚 | The device of force feed layer function not while thering is well hot washing |
| RU2572041C2 (en) * | 2014-04-15 | 2015-12-27 | Общество с ограниченной ответственностью "ЛУКОЙЛ-Инжиниринг" (ООО "ЛУКОЙЛ-Инжиниринг") | Equipment for dual bed operation for oil- and gas-bearing formations in well |
| CN104790893A (en) * | 2015-02-12 | 2015-07-22 | 中国海洋石油总公司 | Feeding tool assembly for suspending packer used for horizontal well multi-sectional fracture |
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| RU2004122150A (en) | 2006-01-20 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| EP2808483B1 (en) | Packoff for liner deployment assembly | |
| US6848511B1 (en) | Plug and ball seat assembly | |
| AU2014205066B2 (en) | Surge immune liner setting tool | |
| US6695066B2 (en) | Surge pressure reduction apparatus with volume compensation sub and method for use | |
| CA2994270C (en) | Liner deployment assembly having full time debris barrier | |
| US10260307B2 (en) | Drill tool insert removal | |
| US5372201A (en) | Annulus pressure actuated casing hanger running tool | |
| US4928769A (en) | Casing hanger running tool using string weight | |
| RU2739488C2 (en) | Detaching tool | |
| EP0594393A1 (en) | Downhole formation testing apparatus | |
| US7231970B2 (en) | Non-rotational casing hanger and seal assembly running tool | |
| US20170292326A1 (en) | Well completion system and method, drilled well exploitation method, use of same in the exploitation/extraction of drilled wells, packaging capsule, telescopic joint, valve and insulation method, and valve actuation system, selection valve and use of same, connector and electrohydraulic expansion joint | |
| AU2018230664B2 (en) | Downhole casing pulling tool | |
| RU154511U1 (en) | PACKER DRILLING WITH A LANDING TOOL | |
| RU2289012C2 (en) | Connector-disconnector for well packer plant (variants) | |
| RU154295U1 (en) | PACKER DRILLED | |
| AU2018293286B2 (en) | Valve system | |
| EP0378040B1 (en) | Casing hanger running and retrieval tools | |
| RU2295623C2 (en) | Telescopic connection for compensating thermobaric alterations of length of column of pipes in a well | |
| CA2788553C (en) | Method and apparatus for sealing an annulus of a wellbore | |
| RU2004101186A (en) | SHARIFF PACKING DISCONNECTING UNIT FOR OPERATION OF ONE OR MULTIPLE WELLS | |
| RU2175710C2 (en) | Packer ( variants ) | |
| RU2751298C1 (en) | Casing string drilling device | |
| RU2244802C1 (en) | Separator | |
| RU2049223C1 (en) | Packer |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| MM4A | The patent is invalid due to non-payment of fees |
Effective date: 20130720 |