RU2346143C2 - Device used for installing casing liner in well - Google Patents
Device used for installing casing liner in well Download PDFInfo
- Publication number
- RU2346143C2 RU2346143C2 RU2007110401/03A RU2007110401A RU2346143C2 RU 2346143 C2 RU2346143 C2 RU 2346143C2 RU 2007110401/03 A RU2007110401/03 A RU 2007110401/03A RU 2007110401 A RU2007110401 A RU 2007110401A RU 2346143 C2 RU2346143 C2 RU 2346143C2
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- liner
- shank
- annular
- saddle
- funnel
- Prior art date
Links
Abstract
Description
Изобретение относится к области строительства и эксплуатации нефтяных и газовых скважин и, в частности, к креплению скважин хвостовиками обсадных колонн.The invention relates to the field of construction and operation of oil and gas wells and, in particular, to the fastening of wells by casing shanks.
Известно устройство для установки хвостовика обсадной колонны в скважине с разъединителем, муфта и ниппель которого связаны друг с другом при помощи кулачков. Конструкция такого разъединителя надежна и исключает возможность аварийного отсоединения транспортировочной колонны от хвостовика в процессе его спуска [1].A device is known for installing a casing liner in a well with a disconnector, the coupling and nipple of which are connected to each other by means of cams. The design of such a disconnector is reliable and eliminates the possibility of emergency disconnection of the transport column from the shank during its descent [1].
Недостатком известного устройства является сложность конструкции и необходимость разгрузки хвостовика на забой скважины для обеспечения его отсоединения от транспортировочной колонны, что нежелательно для хвостовика ввиду его неизбежных деформаций.A disadvantage of the known device is the design complexity and the need to unload the liner to the bottom of the well to ensure that it is disconnected from the transport string, which is undesirable for the liner due to its inevitable deformations.
Известно устройство для установки хвостовика обсадной колонны в скважине, включающее:A device for installing a liner casing in the well, including:
- узел якоря, обеспечивающий подвеску хвостовика в колонне скважины;- anchor assembly, providing suspension of the liner in the well string;
- узел гидромеханического пакера, обеспечивающий герметизацию межтрубного пространства;- node hydromechanical packer, providing a sealing annulus;
- узел разъединителя, обеспечивающий спуск хвостовика в скважину и последующее отсоединение от него транспортировочной колонны [2].- a disconnector assembly that ensures the liner is lowered into the well and the conveyor string is subsequently disconnected from it [2].
Недостатком этого устройства является его сложность, а также вероятность преждевременного срабатывания узла гидромеханического пакера, обусловленная непредвиденным повышением давления в процессе цементирования хвостовика, и возникновения аварийной ситуации, связанной с оставлением тампонажного раствора в колонне и, следовательно, его недоподъемом в затрубном пространстве скважины, а также недостаточно высокая надежность герметизации заколонного пространства хвостовика с помощью применяемого пакера.The disadvantage of this device is its complexity, as well as the likelihood of premature actuation of the hydromechanical packer assembly, due to an unexpected increase in pressure during the cementing of the liner, and the emergence of an emergency situation associated with leaving cement slurry in the string and, therefore, its under-lifting in the annulus of the well, as well as insufficiently high reliability of sealing the annular space of the shank using the used packer.
Техническим результатом изобретения является упрощение устройства, повышение надежности его работы в целом и, в частности, повышение надежности герметизации заколонного пространства хвостовика.The technical result of the invention is to simplify the device, increase the reliability of its operation as a whole and, in particular, increase the reliability of sealing the annular space of the shank.
Необходимый технический результат достигается тем, что устройство для установки хвостовика обсадной колонны в скважине включает собственно хвостовик с воронкой в верхней части и конической наружной поверхностью, транспортировочную колонну хвостовика с установочным седлом, соединяющим эту колонну левой резьбой с воронкой, имеющей возможность только осевого перемещения, установленные на наружной поверхности хвостовика кольцевое седло, верхнюю и нижнюю эластичные манжеты, выполненные с возможностью их последовательного размещения на боковой поверхности кольцевого седла при перемещении воронки в процессе отсоединения транспортировочной колонны, гидротолкатель с плашками, образующий с хвостовиком кольцевую камеру, гидравлически связанную с полостью хвостовика в его рабочем положении, при этом плашки выполнены с возможностью взаимодействия с конической поверхностью хвостовика, а суммарная высота кольцевых манжет составляет 0,5-1,1 высоты кольцевого седла.The required technical result is achieved by the fact that the device for installing the casing liner in the well includes the liner itself with a funnel in the upper part and a tapered outer surface, a liner transport column with an installation saddle connecting this column with a left-hand thread with a funnel that can only axially move, installed on the outer surface of the shank, an annular saddle, upper and lower elastic cuffs made with the possibility of their sequential placement n the lateral surface of the annular saddle when moving the funnel in the process of disconnecting the transport column, a hydraulic pusher with dies, forming an annular chamber with a shank, hydraulically connected to the cavity of the shank in its working position, while the dies are made to interact with the conical surface of the shank, and the total height of the annular cuffs makes 0,5-1,1 height of an annular saddle.
Кроме того:Besides:
воронка имеет в нижней части втулку и толкатель, а хвостовик против втулки выполнен с продольным шлицевым пазом, в который помещена шпонка, исключающая поворот воронки относительно хвостовика;the funnel has a sleeve and a pusher in the lower part, and the shank against the sleeve is made with a longitudinal spline groove in which a key is placed to prevent the funnel from turning relative to the shank;
в хвостовике установлен полый срезной штифт для обеспечения гидравлической связи кольцевой камеры с полостью хвостовика;a hollow shear pin is installed in the shank to ensure hydraulic connection of the annular chamber with the shank cavity;
наружное кольцевое седло в его верхней и нижней частях имеет наружные конические поверхности;the outer annular saddle in its upper and lower parts has external conical surfaces;
верхняя и нижняя кольцевые манжеты имеют, каждая на одном из их торцов, защиту в виде стакана высотой 5-10% от высоты соответствующей манжеты;the upper and lower annular cuffs have, each at one of their ends, protection in the form of a glass 5-10% high from the height of the corresponding cuff;
устройство имеет подвесную полую цементировочную пробку, размещенную на установочном седле;the device has a suspended hollow cementing plug located on the installation saddle;
верхняя и нижняя кольцевые манжеты выполнены, каждая на одном из их концов, с коническими поверхностями и обеспечением их встречного взаимодействия на кольцевом седле.the upper and lower annular cuffs are made, each at one of their ends, with conical surfaces and ensuring their counter interaction on the annular saddle.
Изобретение поясняется чертежом и состоит собственно из хвостовика 1, выполненного составным из верхней и нижней частей с разными наружными диаметрами, переводника 2, установленного на хвостовике 1 посредством срезных штифтов 3, гидротолкателя 4, образующего с хвостовиком кольцевую камеру 5, отделенную от полости хвостовика - его проходного канала 6 полым срезным штифтом 7. Гидротолкатель 4 посредством планок 8 и винтов 9 жестко связан с плашками 10, предназначенными для взаимодействия с конической поверхностью 11 хвостовика.The invention is illustrated by the drawing and consists essentially of a shank 1, made of composite from the upper and lower parts with different outer diameters, a sub 2 mounted on the shank 1 by means of shear pins 3, a hydraulic pusher 4, forming with the shank an annular chamber 5, separated from the cavity of the shank - it passage channel 6 with a hollow shear pin 7. The hydraulic pusher 4 by means of straps 8 and screws 9 is rigidly connected to the dies 10, designed to interact with the conical surface 11 of the shank.
На хвостовике 1 установлены верхняя 12 и нижняя 13 эластичные манжеты, включающие их торцевую защиту 14, закрепленное на хвостовике штифтом 15 кольцевое седло 16, толкатель 17 с фиксатором конечного положения 18, взаимодействующим с кольцевыми проточками 19, выполненными на верхней части хвостовика 1. Упор 20 исключает перемещение толкателя 17 вверх во время спуска устройства в скважину. Воронка 21 посредством втулки 22 и срезного винта 23 соединена с толкателем 17. Шпонка 24, размещенная в продольном шлицевом пазу 25 хвостовика 1, исключает поворот воронки 21 относительно хвостовика 1. Установочное седло 26 посредством левой трапецеидальной резьбы 27 связано с воронкой 21. Верхняя часть установочного седла 26 соединена с транспортировочной колонной 28, а в нижней его части с помощью срезных штифтов 29 установлена подвесная полая подвесная цементировочная пробка 30. Необходимую герметичность устройству обеспечивают уплотнительные кольца 31.The upper 12 and lower 13 elastic cuffs are installed on the shank 1, including their end protection 14, an annular saddle 16 fixed to the shank with a pin 15, a pusher 17 with an end position lock 18 interacting with the annular grooves 19 made on the upper part of the shank 1. Stop 20 eliminates the movement of the pusher 17 up during the descent of the device into the well. The funnel 21 is connected to the pusher 17 by means of a sleeve 22 and a shear screw 23. A key 24 located in the longitudinal spline groove 25 of the shank 1 eliminates the rotation of the funnel 21 relative to the shank 1. The mounting seat 26 is connected to the funnel 21 via the left trapezoidal thread 27. The upper part of the installation saddles 26 are connected to the transport column 28, and in its lower part, by means of shear pins 29, a suspended hollow suspended cementing plug 30 is installed. The necessary tightness of the device is ensured by sealing tsa 31.
Устройство работает следующим образом.The device operates as follows.
После спуска хвостовика на заданную глубину производят промывку скважины через башмак хвостовика (не показан). После закачивания расчетного объема тампонажного раствора в транспортировочную колонну 28 пускают верхнюю цементировочную пробку (не показана), которая в процессе цементирования скважины садится на полую подвесную цементировочную пробку 30. При этом срезаются штифты 29 и совмещенные пробки перемещаются вниз к забою скважины, срезая полый штифт 7 и вытесняя тампонажный раствор в заколонное пространство хвостовика. При окончании процесса цементирования в хвостовике обсадной колонны создают расчетное избыточное давление, которое через разрушенный полый штифт 7 передают в кольцевую камеру 5. При этом происходит срез штифта 3, перемещение гидротолкателя 4, планок 8 и наползание плашек 10 на коническую поверхность 11 хвостовика 1, то есть заякоривание хвостовика на обсадной колонне скважины (условно не показана). После проведения операции заякоривания производят вращение вправо транспортировочной колонны 28. При этом происходит перемещение вниз воронки 21, втулки 22, шпонки 24 в продольном шлицевом пазу 25, толкателя 17. В результате происходит размещение на боковой поверхности кольцевого седла 16 манжеты 12, как результат «наползания» этой манжеты сначала на коническую, а затем и на цилиндрическую поверхность кольцевого седла 16. При дальнейшем перемещении толкателя 17 происходит его взаимодействие с кольцевым седлом 16, срез штифта 15 и размещение на боковой поверхности кольцевого седла уже теперь манжеты 13 - тоже как результат «наползания» этой манжеты на упомянутое седло. Таким образом, манжеты герметично и надежно прижимаются к внутренней поверхности промежуточной колонны. Такая система герметизации надежна даже при значительных зазорах между хвостовиком и стенками скважины. В качестве возможного дополнительного варианта герметизации может быть обеспечено встречное взаимодействие самих манжет между собой. Для этого они могут быть выполнены соразмерными с длиной кольцевого седла или даже превышать длину этого седла для обеспечения их встречного взаимодействия на кольцевом седле. При этом, например, каждая из манжет на одном из их концов может быть выполнена с коническими поверхностями. Фиксатор 18 конечного положения удерживает в этом положении толкатель 17, что обеспечивает возможность герметичного перекрытия заколонного пространства хвостовика. При дальнейшем вращении транспортировочной колонны 28 срезают винты 23 и воронке 21 обеспечивают свободный ход, достаточный для беспрепятственного отворота и освобождения хвостовика с установочным седлом 26. После отворота транспортировочной колонны производят смыв избыточного тампонажного раствора с «головы» хвостовика с максимально возможной производительностью.After the liner is lowered to a predetermined depth, the well is flushed through the liner shoe (not shown). After pumping the calculated volume of the cement slurry into the transport column 28, an upper cementing plug (not shown) is inserted, which sits on the hollow suspended cementing plug 30 during cementing of the well. The pins 29 are cut off and the combined plugs are moved down to the bottom of the well, cutting off the hollow pin 7 and displacing cement slurry into the annulus of the liner. At the end of the cementing process, a calculated excess pressure is created in the liner of the casing, which is transmitted through the destroyed hollow pin 7 to the annular chamber 5. In this case, the pin 3 is cut, the hydraulic pusher 4, the strips 8 are moved and the dies 10 crawl onto the conical surface 11 of the liner 1, then there is anchoring of the liner on the casing of the well (not conventionally shown). After the anchoring operation, the conveyor column 28 is rotated to the right. In this case, the funnels 21, the bushings 22, the dowels 24 move downward in the longitudinal spline groove 25, the pusher 17. As a result, the cuff 12 is placed on the lateral surface of the annular seat 16 as a result of the “creep” »Of this cuff, first on the conical, and then on the cylindrical surface of the annular seat 16. With further movement of the pusher 17, it interacts with the annular seat 16, the cut of the pin 15 and placement on the side the cuff surface of the annular seat is now the cuff 13 - also as a result of the "creep" of the cuff on the mentioned saddle. Thus, the cuffs are hermetically and reliably pressed against the inner surface of the intermediate column. Such a sealing system is reliable even with significant gaps between the liner and the walls of the well. As a possible additional sealing option, a counter interaction between the cuffs themselves can be ensured. To do this, they can be made commensurate with the length of the annular saddle or even exceed the length of this saddle to ensure their counter interaction on the annular saddle. In this case, for example, each of the cuffs at one of their ends can be made with conical surfaces. The latch 18 of the final position holds the pusher 17 in this position, which makes it possible to tightly overlap the annular space of the shank. With further rotation of the transport column 28, the screws 23 are cut off and the funnel 21 provides a free run sufficient for unobstructed flap and release of the shank with the mounting seat 26. After the flap of the transport column, excess cement slurry is washed off the “head” of the shank with the maximum possible productivity.
Источники информацииInformation sources
1. А.И.Булатов и др., Справочник инженера по бурению, т.3, Москва, Недра, 1995 г., стр.149-1511. A.I. Bulatov et al., Handbook of a drilling engineer, vol. 3, Moscow, Nedra, 1995, pp. 149-151
2. «Каталог комплектов технических средств для крепления скважин хвостовиками 89, 102, 114 и 127 мм.», Рязань, ОАО «Тяжпрессмаш», ООО НТЦ «ЗЭРС», 2005 г., стр.32-36.2. “Catalog of technical equipment kits for fastening wells with 89, 102, 114 and 127 mm shanks.”, Ryazan, Tyazhpressmash OJSC, STC ZERS LLC, 2005, pp. 32-36.
Claims (7)
Priority Applications (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
RU2007110401/03A RU2346143C2 (en) | 2007-03-22 | 2007-03-22 | Device used for installing casing liner in well |
Applications Claiming Priority (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
RU2007110401/03A RU2346143C2 (en) | 2007-03-22 | 2007-03-22 | Device used for installing casing liner in well |
Publications (2)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
RU2007110401A RU2007110401A (en) | 2008-09-27 |
RU2346143C2 true RU2346143C2 (en) | 2009-02-10 |
Family
ID=39928651
Family Applications (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
RU2007110401/03A RU2346143C2 (en) | 2007-03-22 | 2007-03-22 | Device used for installing casing liner in well |
Country Status (1)
Country | Link |
---|---|
RU (1) | RU2346143C2 (en) |
Cited By (4)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
RU2478776C1 (en) * | 2011-08-22 | 2013-04-10 | Открытое Акционерное Общество "Тяжпрессмаш" | Device for installation and sealing of casing string liner in well |
RU2478770C1 (en) * | 2011-09-27 | 2013-04-10 | Открытое Акционерное Общество "Тяжпрессмаш" | Device to install and seal tail of casing string in well |
RU2527098C1 (en) * | 2013-02-20 | 2014-08-27 | Общество с ограниченной ответственностью "Научно-технический центр "ЗЭРС" (ООО "НТЦ "ЗЭРС") | Device for actuation of well casing attachment unit |
RU2777240C1 (en) * | 2021-12-24 | 2022-08-01 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Method for installing a rotating liner in a well and a device for its implementation |
-
2007
- 2007-03-22 RU RU2007110401/03A patent/RU2346143C2/en not_active IP Right Cessation
Non-Patent Citations (1)
Title |
---|
БУЛАТОВ А.И. и др. Справочник инженера по бурению, т.3. - М.: Недра, 1995, с.149-151. * |
Cited By (5)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
RU2478776C1 (en) * | 2011-08-22 | 2013-04-10 | Открытое Акционерное Общество "Тяжпрессмаш" | Device for installation and sealing of casing string liner in well |
RU2478770C1 (en) * | 2011-09-27 | 2013-04-10 | Открытое Акционерное Общество "Тяжпрессмаш" | Device to install and seal tail of casing string in well |
RU2527098C1 (en) * | 2013-02-20 | 2014-08-27 | Общество с ограниченной ответственностью "Научно-технический центр "ЗЭРС" (ООО "НТЦ "ЗЭРС") | Device for actuation of well casing attachment unit |
RU2814481C2 (en) * | 2019-07-15 | 2024-02-29 | Чайна Петролеум Энд Кемикал Корпорейшн | Method of completion with application of liner and expansion suspension device for its implementation |
RU2777240C1 (en) * | 2021-12-24 | 2022-08-01 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Method for installing a rotating liner in a well and a device for its implementation |
Also Published As
Publication number | Publication date |
---|---|
RU2007110401A (en) | 2008-09-27 |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
RU2531407C2 (en) | Downhole device, downhole system and method for wellbore treatment | |
RU2349735C2 (en) | Well completion in one production string running | |
RU2599748C2 (en) | Downhole system of valves with safety joint and its application method | |
US6848511B1 (en) | Plug and ball seat assembly | |
US8276671B2 (en) | Bridging hanger and seal running tool | |
EP2521833B1 (en) | Downhole tool releasing mechanism | |
RU2595122C1 (en) | Method for cementing shank in well and device therefor | |
RU2738052C1 (en) | Device for lowering suspension and cementing shank in well | |
RU2478776C1 (en) | Device for installation and sealing of casing string liner in well | |
RU2346143C2 (en) | Device used for installing casing liner in well | |
US4479544A (en) | Pressure actuated pack-off and method | |
RU2483191C1 (en) | Drillable packer | |
CN103775025A (en) | Classifying hoop | |
RU2415254C1 (en) | Device for setting shank end of casing in well | |
RU2387807C1 (en) | Device for casing liner installation in well | |
RU162662U1 (en) | DRILLABLE PACKER PLUG | |
RU2283941C1 (en) | Troublesome well zone isolation device | |
RU2344270C2 (en) | Drillable packer | |
RU2584258C1 (en) | Device for suspension and sealing blind casing | |
RU2265118C2 (en) | Liner suspension device | |
RU2304694C2 (en) | Drillable packer | |
RU2424423C1 (en) | Device for setting shank end of casing in well | |
RU2626108C2 (en) | Method of well casing by tail pipe with bottomhole screen | |
RU113785U1 (en) | DEVICE FOR INSTALLATION AND SEALING OF A HOLE OF A CASING HOLE IN A WELL | |
RU2171366C1 (en) | Device for installation and sealing of casing liner in well |
Legal Events
Date | Code | Title | Description |
---|---|---|---|
MM4A | The patent is invalid due to non-payment of fees |
Effective date: 20140323 |