RU2455454C1 - Tubing anchor for electric centrifugal pump - Google Patents
Tubing anchor for electric centrifugal pump Download PDFInfo
- Publication number
- RU2455454C1 RU2455454C1 RU2011120370/03A RU2011120370A RU2455454C1 RU 2455454 C1 RU2455454 C1 RU 2455454C1 RU 2011120370/03 A RU2011120370/03 A RU 2011120370/03A RU 2011120370 A RU2011120370 A RU 2011120370A RU 2455454 C1 RU2455454 C1 RU 2455454C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- cone
- collet
- barrel
- groove
- shaft
- Prior art date
Links
Images
Landscapes
- Structures Of Non-Positive Displacement Pumps (AREA)
Abstract
Description
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть использовано в процессе добычи нефти электроцентробежными насосами для предотвращения их падения на забой скважины.The invention relates to the oil industry and can be used in the process of oil production by electric centrifugal pumps to prevent them from falling onto the bottom of the well.
Известно устройство для предотвращения падения колонны подъемных труб с электропогружным насосом на забой скважины (авторское свидетельство SU №1541373, МПК8 Е21В 23/00, 31/00, 1990 г.), содержащее размещенный в колонне обсадных труб заякоривающий узел и механизм его привода, выполненный в виде установленного на устье скважины с возможностью взаимодействия с колонной подъемных труб подпружиненного ролика с генератором электрического тока, установленной под электропогружным насосом с возможностью взаимодействия с колонной обсадных труб пары взаимно подпружиненных дополнительных роликов, имеющих по крайней мере один генератор электрического тока, заякоривающий узел выполнен в виде конусного плашечного захвата, размещенного под ним стержня с расположенным на нем основным и дополнительным электромагнитами противоположного действия, причем подвижные клинья плашечного захвата шарнирно соединены посредством планок со стержнем, а генераторы основного и дополнительных роликов электрически связаны между собой посредством кабеля электропогружного насоса и коллектора кабельного барабана.A device is known for preventing the fall of the column of lifting pipes with an electric submersible pump at the bottom of the well (copyright certificate SU No. 1541373, MPK8 Е21В 23/00, 31/00, 1990), comprising an anchoring unit and a drive mechanism made in the casing string, made in the form of a spring-loaded roller mounted at the wellhead with the possibility of interaction with a column of lifting pipes of a spring-loaded roller with an electric current generator installed under an electric submersible pump with the possibility of interaction of a pair of casing with a casing string but the spring-loaded additional rollers having at least one electric current generator, the anchoring unit is made in the form of a conical ram grip, a rod placed under it with the main and additional electromagnets of opposite action located on it, and the movable ram grip wedges are pivotally connected by means of bars to the rod, and the generators of the main and additional rollers are electrically connected to each other through the cable of the electric submersible pump and the cable collector Rabban.
Недостатком данного устройства является его ненадежность в работе из-за применения электрической схемы в управлении заякоривающего механизма, а именно:The disadvantage of this device is its unreliability in operation due to the use of an electrical circuit in the control of the anchoring mechanism, namely:
- вероятность отказа электросистемы из-за ее работы в агрессивной среде, которая может привести к пробоям электрических узлов;- the probability of failure of the electrical system due to its operation in an aggressive environment, which can lead to breakdowns of electrical components;
- ненадежность контактных соединений;- unreliability of contact connections;
- возможное повреждение проводов при спускоподъемных операциях и в агрессивной среде;- possible damage to the wires during tripping and in an aggressive environment;
- наличие в скважине отложений, приводящих к заклинке роликов, дальнейшему их проскальзыванию и, как следствие, - несрабатывание генератора электрического тока.- the presence in the well of deposits that lead to the jamming of the rollers, their further slippage, and, as a result, failure of the electric current generator.
Отсутствие амортизирующего узла может привести к срыву и поломке заякоривающего механизма от удара или смятию деталей устройства.The absence of a shock-absorbing unit can lead to breakdown and breakage of the anchor mechanism from impact or crushing of device parts.
Также известно устройство для предотвращения падения подземного оборудования на забой скважины, например погружного электронасоса (авторское свидетельство SU №874968, Е21В 23/00, 31/00, 1990 г.), содержащее ствол с кольцевым выступом, опорным и предохранительным кольцами, установленные на стволе с возможностью взаимодействия амортизирующий узел и заякоривающий механизм, причем амортизирующий узел выполнен в виде установленного под опорным кольцом уплотнительного элемента с конусом, а заякоривающий механизм выполнен в виде подвижной гильзы с окнами, в которых установлены размещенные над кольцевым выступом ствола шары.Also known is a device for preventing the fall of underground equipment at the bottom of a well, for example a submersible electric pump (copyright certificate SU No. 874968, EV 21/00, 31/00, 1990), containing a barrel with an annular protrusion, support and safety rings mounted on the barrel the shock absorbing assembly and the anchor mechanism are interactable, the shock absorbing assembly being made in the form of a sealing element with a cone mounted under the support ring, and the anchoring mechanism is made in the form of a movable sleeve with a window E, which are installed above the annular protrusion placed balls barrel.
Недостатками данного устройства являются:The disadvantages of this device are:
- во-первых, отсутствие жесткой фиксации инструмента при его обрыве, отсутствие жесткой остановки инструмента при падении - оно лишь замедляет падение, амортизирует, а при наличии на стенках эксплуатационной колонны отложений, при недостаточной вязкости промывочной жидкости в скважине заякоривающий механизм скользит под весом оборванного инструмента, который в конечном итоге оказывается на забое скважины, при этом происходит порыв кабеля электропогружного насоса. И наоборот, при большой вязкости флюида, находящегося в скважине, при спуске инструмента возможно преждевременное самопроизвольное срабатывание устройства, что приведет к его заклиниванию;- firstly, the absence of a rigid fixation of the tool when it breaks, the absence of a hard stop of the tool during a fall - it only slows down the drop, amortizes, and if there is deposits on the walls of the production string, with insufficient viscosity of the flushing fluid in the well, the anchor mechanism slides under the weight of the dangling tool , which ultimately ends up at the bottom of the well, with a break in the cable of the electric submersible pump. And vice versa, with a high viscosity of the fluid located in the well, when the tool is lowered, premature spontaneous operation of the device is possible, which will lead to its jamming;
- во-вторых, во время работы электроцентробежного насоса создается вибрация, а данное устройство, находясь в контакте со стенкой колонны, не ограничивает степень свободы инструмента, колебания от вибрации при работе насоса не гасятся, что приводит к ослаблению резьбовых соединений колонны НКТ и, как следствие, обрыву инструмента.- secondly, during the operation of the electric centrifugal pump, vibration is generated, and this device, being in contact with the column wall, does not limit the degree of freedom of the instrument, vibration vibrations during the pump operation are not suppressed, which leads to weakening of the threaded connections of the tubing string and, as consequence, a break in the tool.
Наиболее близким по технической сущности к предлагаемому является противополетное устройство (патент RU №2175048, МПК8 Е21В 23/00, опубл. в бюл. №29 от 20.10.2001 г.), содержащее верхний и нижний переводники, ствол с установленным в его верхней части опорным кольцом, расположенные на стволе с возможностью взаимодействия амортизирующий узел с конусом и заякоривающий механизм, при этом на стволе ниже конуса выполнены симметричные фигурные пазы, имеющие короткий и длинный участки, соединенные между собой переходным участком с углом наклона 45°, причем длинный участок выполнен от нижней части конуса до нижнего переводника, длина короткого участка равна удвоенной длине минимального подрыва инструмента при спуско-подъемных операциях, а расстояние от нижней части конуса до верхней части короткого участка фигурного паза равно высоте заякоривающего механизма, кроме того, в фигурном пазу при входе переходного участка в длинный установлено замковое устройство одностороннего действия, а в сквозном отверстии, выполненном в конусе и стволе, установлен срезной штифт, при этом заякоривающий механизм состоит из корпуса, расположенного на стволе с возможностью осевого перемещения, установленных равномерно по окружности корпуса и подпружиненных относительно него захватов двойного действия, в нижней части выполненных в виде заходного кулачка и в верхней имеющей зубья, кольца, установленного на корпусе, опоясывающего захваты и являющегося осью, относительно которой качаются захваты, обоймы, расположенной в нижней части корпуса с возможностью радиального вращения относительно него и жестко связанной с ним в осевом направлении, причем на внутренней поверхности обоймы выполнены канавка прямоугольного профиля и над ней выемка, а на наружной поверхности корпуса в виде секторов выполнены буртики прямоугольного профиля, во внутренней части обоймы жестко по посадке с натягом перпендикулярно оси устройства установлены диаметрально противоположные направляющие штифты.The closest in technical essence to the proposed one is an anti-flying device (patent RU No. 2175048, IPC8 ЕВВ 23/00, published in bulletin No. 29 of 10/20/2001), containing the upper and lower sub, the trunk with its upper part installed supporting ring located on the barrel with the possibility of interaction of the shock absorbing node with the cone and the anchoring mechanism, while on the barrel below the cone there are symmetrical figured grooves having short and long sections, interconnected by a transition section with an angle of inclination of 45 °, and The section is made from the lower part of the cone to the lower sub, the length of the short section is twice the length of the minimum tool detonation during tripping, and the distance from the lower part of the cone to the upper part of the short section of the curly groove is equal to the height of the anchor mechanism, in addition, in the curly groove when the transition section enters the long one, the single-acting locking device is installed, and a shear pin is installed in the through hole made in the cone and the barrel, while the anchor mechanism m consists of a housing located on the barrel with the possibility of axial displacement, installed uniformly around the circumference of the housing and spring-loaded double action grippers relative to it, in the lower part made in the form of a feed cam and in the upper having teeth, a ring mounted on the body, encircling the grippers and being the axis relative to which the grips swing, the clips located in the lower part of the housing with the possibility of radial rotation relative to it and rigidly connected with it in the axial direction, A groove of a rectangular profile and a recess are made on the inner surface of the cage, and rectangular flanges are made in the form of sectors on the outer surface of the casing, diametrically opposite guide pins are mounted rigidly on the inside of the cage with an interference fit perpendicular to the axis of the device.
Недостатками данного устройства являются:The disadvantages of this device are:
- во-первых, амортизирующий элемент выполнен резиновым, что в агрессивной среде при длительной эксплуатации электроцентробежного насоса может привести к потере амортизирующий свойств;- firstly, the shock-absorbing element is made of rubber, which in an aggressive environment during long-term operation of the electric centrifugal pump can lead to the loss of shock-absorbing properties;
- во-вторых, низкая надежность, связанная с тем, что отсутствие камеры для улавливания шлама и клямс кабеля электроцентробежного насоса приводит к тому, что весь шлам и оторвавшиеся от кабеля клямсы попадают на якорный узел, что может привести к заклиниванию устройства в скважине при срыве с целью извлечения его из скважины. Кроме того, наличие в конструкции устройства срезного элемента от разрушения которого зависит сработает устройство или нет, т.е. в случае обрыва колонны труб устройство может оказаться на забое скважины вместе с электроцентробежным насосом и кабелем, а также замкового устройства, которое может заклинить в скважине и в результате не сработает заякоривающий узел.- secondly, low reliability, due to the fact that the absence of a chamber for trapping sludge and cable clamps of the electric centrifugal pump leads to the fact that all the sludge and the clips removed from the cable fall on the anchor assembly, which can lead to jamming of the device in the well during failure in order to extract it from the well. In addition, the presence of a shear element in the design of the device from the destruction of which depends on whether the device will work or not, i.e. in the event of a pipe string breakage, the device may end up on the bottom of the well together with an electric centrifugal pump and cable, as well as a locking device that can jam in the well and as a result the anchor unit will not work.
Задачей изобретения является повышение надежности работы за счет гарантированного срабатывания заякоривающего узла и исключения заклинивания устройства при срыве устройства с целью его извлечения, а также отсутствия в конструкции устройства срезных элементов и замковых устройств с возможность длительной работы амортизирующего элемента в агрессивной среде с расчетной нагрузкой.The objective of the invention is to increase the reliability due to the guaranteed operation of the anchoring unit and eliminating jamming of the device when the device is removed in order to remove it, as well as the absence of shear elements and locking devices in the device design with the possibility of long-term operation of the shock-absorbing element in an aggressive environment with a rated load.
Поставленная задача решается противополетным устройством для электроцентробежного насоса, содержащим верхний и нижний переводники, ствол с жестко установленным в его верхней части опорным кольцом, расположенные на стволе с возможностью взаимодействия амортизирующий узел с конусом и заякоривающий механизм, причем на стволе ниже конуса выполнен фигурный паз, имеющий осевые короткий и длинный участки, в котором размещен направляющий штифт.The problem is solved by an anti-flight device for an electric centrifugal pump, comprising an upper and lower sub, a barrel with a support ring rigidly mounted in its upper part, located on the barrel with the possibility of interaction between the shock-absorbing assembly with the cone and the anchor mechanism, and a shaped groove is made on the barrel below the cone having axial short and long sections in which the guide pin is located.
Новым является то, что конус выполнен в виде наружной двухступенчатой кольцевой выборкой, а заякоривающий механизм выполнен в виде подпружиненной наружу цанги с направляющим штифтом, размещенной подвижно на наружной поверхности ствола напротив фигурного паза, при этом продольные короткий и длинный участки фигурного паза соединены между собой замкнутым фигурным участком так, что при осевом возвратно-поступательном перемещении цанги относительно ствола направляющий штифт будет расположен то в продольном коротком участке фигурного паза - транспортное положение, в котором цанга с одной стороны взаимодействует с нижним торцом нижней ступени наружной ступенчатой кольцевой выборки конуса, а с другой - с внутренними стенками эксплуатационной колонны, то в продольном длинном участке фигурного паза - рабочее положение, при этом цанга с одной стороны взаимодействует с нижним торцом верхней ступени наружной ступенчатой кольцевой выборки конуса, а с другой - с проточкой муфты эксплуатационной колонны, причем амортизирующий элемент выполнен в виде пружины сжатия, а между стволом и верхним переводником установлена, заглушенная снизу шламоклямсоулавливающая камера.What is new is that the cone is made in the form of an external two-stage annular selection, and the anchoring mechanism is made in the form of a spring-loaded collet with a guide pin placed movably on the outer surface of the barrel opposite the figured groove, while the longitudinal short and long sections of the figured groove are interconnected by a closed shaped section so that when the axial reciprocating movement of the collet relative to the barrel, the guide pin will be located then in the longitudinal short section of the shaped pa a - transport position, in which the collet interacts on the one hand with the lower end of the lower stage of the outer stepped annular sampling of the cone, and on the other hand with the inner walls of the production string, then the working position is in the longitudinal long section of the figured groove, while the collet is on one side interacts with the lower end of the upper stage of the outer stepped annular sampling of the cone, and on the other with the groove of the production casing coupling, the shock-absorbing element being made in the form of a compression spring, and between the barrel m and the upper sub installed, muffled from the bottom of the sludge-catching chamber.
На фиг.1 в продольном разрезе представлено противополетного устройства для электроцентробежного насоса.Figure 1 in longitudinal section presents anti-flying device for an electric centrifugal pump.
На фиг.2 представлена развертка формы и направление фигурного паза.Figure 2 presents a scan of the shape and direction of the curly groove.
Противополетное устройство для электроцентробежного насоса содержит верхний 1 (см. фиг.1) и нижний 2 переводники, ствол 3. На стволе 3 в верхней части жестко установлено опорное кольцо 4, а ниже опорного кольца 4 на стволе 3 с возможностью взаимодействия размещены амортизирующий узел, выполненный в виде пружины сжатия 5 с конусом 6 и заякоривающим механизмом 7. На стволе 3 ниже конуса 6 выполнен фигурный паз 8 (см. фиг.1 и 2).The anti-flight device for an electric centrifugal pump comprises an upper 1 (see FIG. 1) and a lower 2 sub, a barrel 3. A support ring 4 is rigidly mounted on the barrel 3 in the upper part, and a shock absorbing assembly is placed below the support ring 4 on the barrel 3, made in the form of a compression spring 5 with a cone 6 and an
Конус 6 (см. фиг.1) выполнен в виде наружной двухступенчатой 9 и 10 кольцевой выборки.The cone 6 (see figure 1) is made in the form of an external two-stage 9 and 10 ring sampling.
Заякоривающий механизм 7 выполнен в виде подпружиненной наружу цанги 11 с направляющим штифтом 12. Подпружиненная наружу цанга 11 размещена подвижно на наружной поверхности ствола 3, напротив фигурного паза 8.The
Продольные короткий 14 (см. фиг.1 и 2) и длинный 13 участки фигурного паза 8 соединены между собой замкнутым фигурным участком 15 так, что при осевом возвратно-поступательном перемещении цанги 11 относительно ствола 3 направляющий штифт 12 будет расположен то в продольном коротком участке 14 фигурного паза 8 - транспортное положение, в котором цанга 11 с одной стороны взаимодействует с нижним торцом нижней ступени наружной ступенчатой кольцевой выборкой 9 конуса 6, а с другой - с внутренними стенками 16 эксплуатационной колонны 17. Длина - L продольного короткого участка 14 фигурного паза 8 равна удвоенной длине максимального подъема инструмента, например, L=2×0,2 м = 0,4 м при проведении спуско-подъемных операций (подъеме колонны труб при снятии с элеватора = 0,2 м).Longitudinal short 14 (see Figs. 1 and 2) and long 13 sections of the figured
То направляющий штифт 12 будет расположен в продольном длинном участке 13 фигурного паза 8 - рабочее положение. Цанга 11 с одной стороны взаимодействует с нижним торцом верхней ступени наружной ступенчатой кольцевой выборки 10 конуса 6, а с другой - с проточкой 19 муфты 18 эксплуатационной колонны 17.That
Между стволом 3 и верхним переводником 1 установлена заглушенная снизу шламоклямсоулавливающая камера 20. Конус 6 расположен в наружной кольцевой проточке 21 (см. фиг.1) ствола 3 и взаимодействует с нижним торцом наружной кольцевой проточке 21 стола 3 посредством уступа 22, выполненного на внутренней поверхности конуса 6. Конструктивные размеры пружины сжатия 5: диаметр пружины, диаметр витка, шаг и др., подбираются расчетным путем исходя из наружного диаметра ствола 3 и веса электроцентробежного насоса в зависимости от его типоразмера, длины и типоразмера колонны труб, на которой спущен электроцентробежный насос.Between the barrel 3 and the upper sub 1 there is a bottom slam-trapping chamber 20. The cone 6 is located in the outer annular groove 21 (see Fig. 1) of the barrel 3 and interacts with the lower end of the outer annular groove 21 of the table 3 by means of a step 22 made on the inner surface cone 6. The design dimensions of the compression spring 5: spring diameter, coil diameter, pitch, etc., are selected by calculation based on the outer diameter of the barrel 3 and the weight of the electric centrifugal pump, depending on its size, length and type orazmera pipe string on which the lowered electric centrifugal pump.
Устройство работает следующим образом.The device operates as follows.
Перед началом работ противополетное устройство находится в вертикальном положении (см. фиг.1 и 2), при этом направляющий штифт 12 (см. фиг.2) должен находиться в верхней части продольного короткого участка 14 фигурного паза 8, при этом заякоривающий механизм 7, выполненный в виде подпружиненной наружу цанги 11 (см. фиг.1), находится в транспортном положении и должен удерживаться в этом положении вручную, вплоть до начала входа устройства в эксплуатационную колонну при спуске инструмента.Before starting work, the anti-flying device is in a vertical position (see Figs. 1 and 2), while the guide pin 12 (see Fig. 2) should be in the upper part of the longitudinal
Противополетное устройство устанавливается непосредственно под электроцентробежным насосом (ЭЦН) и спускается вместе с ним в скважину на колонне насосно-компрессорных труб (НКТ) (на фиг.1 и 2). В процессе спуска устройства в составе колонны труб с ЭЦН в эксплуатационную колонну 17 скважины подпружиненная наружу цанга 11 находится в транспортном положении (см. фиг.1), т.е. с одной стороны взаимодействует с нижним торцом нижней ступени наружной ступенчатой кольцевой выборкой 9 конуса 6, а с другой - с внутренними стенками 16 эксплуатационной колонны 17, при этом направляющий штифт 12 расположен в продольном коротком участке 14 фигурного паза 8.The anti-flight device is installed directly under the electric centrifugal pump (ESP) and descends with it into the well on the tubing string (tubing) (Figs. 1 and 2). During the descent of the device as part of a pipe string with ESP into the production casing 17 of the well, the spring-loaded collet 11 is in the transport position (see Fig. 1), i.e. on the one hand, it interacts with the lower end of the lower stage of the outer stepped annular selection 9 of the cone 6, and on the other, with the inner walls 16 of the production casing 17, while the
За 10-15 метров до интервала посадки устройства спуск колонны НКТ приостанавливают и производят геофизическое исследование по определению места нахождения ближайшей муфты 18 эксплуатационной колонны 17, например с помошью локатора муфт. Определившись с интервалом размещения муфты 18 в эксплуатационной колонне 1, доспускают колонну НКТ с ЭЦН и предлагаемым устройством, так чтобы заякоривающий узел 7, выполненный в виде подпружиненной наружи цанги, попал в проточку 19 муфты 18 эксплуатационной колонны. Далее противополетное устройство переводят из транспортного положения в рабочее, т.е. производят посадку устройства в заданном интервале эксплуатационной колонны 17 скважины.10-15 meters before the landing interval of the device, the tubing string descent is stopped and a geophysical survey is carried out to determine the location of the closest coupling 18 of the production string 17, for example, using the coupling locator. Having decided on the placement interval of the coupling 18 in the production casing 1, the tubing string with the ESP and the proposed device is pulled in such a way that the
Для этого с устья (на фиг.1 и 2 не показано) скважины приподнимают колонну НКТ примерно на 1 метр и опускают, в результате проделанной операции направляющий штифт 12 (см. фиг.2) при подъеме перемещается из верхней части продольного короткого участка 14 в его нижнюю часть и далее через замкнутый фигурный участок 15 - в нижнюю часть осевого длинного участка 13 фигурного паза 8, а затем при последующем спуске колонны НКТ направляющий штифт 12 перемещается из нижней части продольного длинного участка 13 фигурного паза 8 в его верхнюю часть. При этом все детали устройства, за исключением деталей 11 и 12 (см. фиг.1), которые остаются неподвижными благодаря контакту наружной поверхности цанги 11, подпружиненной наружу с внутренними стенками эксплуатационной колонны 17 скважины, перемещаются относительно деталей 11 и 12 сначала вверх, а затем вниз.To do this, from the mouth (not shown in FIGS. 1 and 2), the wells raise the tubing string by about 1 meter and lower, as a result of the operation, the guide pin 12 (see FIG. 2) moves from the top of the longitudinal
После попадания направляющего штифта 12 (см. фиг.1 и 2) в верхнюю часть продольного длинного участка 13 фигурного паза 8 устройство занимает рабочее положение, при этом цанга 11 с одной стороны взаимодействует с нижним торцом верхней ступени наружной ступенчатой кольцевой выборки 10 конуса 6, а с другой - с проточкой 19 муфты 18 эксплуатационной колонны 17.After getting the guide pin 12 (see Figs. 1 and 2) into the upper part of the longitudinal
В процессе работы ЭЦН возможны отрыв клямс, крепящих электрокабель к колонне труб, а также оседание шлама. Для этих целей предусмотрена шламоклямсоулавливающая камера 20 (см. фиг.1), заглушенная снизу, которая улавливает шлам и клямсы, которые впоследствии извлекаются вместе с устройством. В качестве шламоклямсоулавливающей камеры 20, например, можно использовать одну насосно-компрессорную трубу диаметром 89 мм.During the operation of the ESP, detachment of the clamps securing the electrical cable to the pipe string, as well as sludge settling, are possible. For these purposes, a sludge-catching chamber 20 is provided (see FIG. 1), plugged from below, which traps sludge and klyams, which are subsequently removed with the device. As sludge traps 20, for example, one tubing with a diameter of 89 mm can be used.
В случае обрыва колонны НКТ с ЭЦН на предлагаемое устройство срабатывает амортизирующий узел, выполненный в виде пружины 5, при этом благодаря тому, что конус 6 расположен в наружной кольцевой проточке 21 (см. фиг.1) ствола 3 и взаимодействует с нижним торцом наружной кольцевой проточке 21 стола 3 посредством уступа 22, выполненного на внутренней поверхности конуса 6, происходит гашение усилия падения ЭЦН на устройство, при этом исключается повреждение ЭЦН.In the event of a break in the tubing string from the ESP to the proposed device, a shock-absorbing unit is activated in the form of a spring 5, due to the fact that the cone 6 is located in the outer annular groove 21 (see Fig. 1) of the barrel 3 and interacts with the lower end of the outer annular the groove 21 of the table 3 by means of a ledge 22, made on the inner surface of the cone 6, the damping force of the drop of the ESP to the device is extinguished, while damage to the ESP is excluded.
Конус 6 нижним торцом верхней ступени наружной ступенчатой кольцевой выборки 10 дожимает зубья подпружиненной наружу цанги 11 к проточке 19 муфты 18 эксплуатационной колонны 17 внутренним стенкам обсадной колонны, а ствол 3 сначала при сжатии пружины 5 перемещается вниз относительно конуса 6, при обратном ходе вверх пружины 5 ствол 3 возвращается в исходное положение относительно конуса 6.The cone 6, the lower end face of the upper stage of the outer stepped annular selection 10 compresses the teeth of the spring-loaded outside collet 11 to the groove 19 of the coupling 18 of the production string 17 to the inner walls of the casing, and the barrel 3 first moves when the spring 5 is compressed downward relative to the cone 6, with the return spring 5 barrel 3 returns to its original position relative to the cone 6.
При необходимости, например, в случае обрыва колонны труб с ЭЦН, предложенное устройство извлекается вместе с оборванной колонны труб и ЭЦН.If necessary, for example, in the event of a break in the pipe string with ESP, the proposed device is removed along with the dangling pipe string and ESP.
Для этого спускают в скважину ловитель на трубах (на фиг.1 и 2 не показано) любой известной конструкции, например, с внутренним захватом. Достигнув интервала обрыва колонны НКТ ловитель попадает внутрь верхней трубы (на фиг.1 и 2 не показано), где фиксируется на ее внутренней поверхности.For this, a catcher is lowered into the well by pipes (not shown in FIGS. 1 and 2) of any known structure, for example, with an internal grip. Having reached the interval of breakage of the tubing string, the catcher falls inside the upper pipe (not shown in Figs. 1 and 2), where it is fixed on its inner surface.
После чего с устья скважины посредством колонны труб всю компановку поднимают вверх примерно на 1 метр и опускают, при этом сначала направляющий штифт 12, перемещается относительно движущегося вверх ствола 1 из верхней части продольного длинного участка 13 фигурного паза 8 (см. фиг.2) в замкнутый фигурный участок 15, а затем при спуске перемещается из замкнутого фигурного участка 15 в верхнюю часть продольного короткого участка 14 фигурного паза 8, переводя устройство из рабочего положения в транспортное. При этом все детали устройства за исключением деталей 11 и 12 (см. фиг.1 и 2), которые остаются неподвижными благодаря контакту наружной поверхности зубье цанги 11 с проточкой 19 муфты 18 эксплуатационной колонны 17 перемещаются относительно деталей 11 и 12 сначала вверх, а затем вниз, при этом цанга 11 занимает транспортное положение, в котором она с одной стороны взаимодействует с нижним торцом нижней ступени наружной ступенчатой кольцевой выборкой 9 конуса 6, а с другой - с внутренними стенками 16 эксплуатационной колонны 17. После чего устройство вместе с оборванной колонной труб и ЭЦН извлекается на поверхность.Then, from the wellhead, through the pipe string, the entire assembly is lifted up by about 1 meter and lowered, while the
Предлагаемое противополетное устройство для электроцентробежного насоса позволяет повысить надежность работы за счет отсутствия в конструкции устройства срезных элементов. Кроме того, конструкция предлагаемого устройства исключает его заклинивание при срыве устройства из интервала посадки перед извлечением, так как над заякоривающимся узлом установлена шламоклямсоулавливающая камера для сбора шлама и оторвавшиеся от кабеля клямс, что позволяет избежать заваливание заякоривающегося узла, а выполнение амортизирующего узла в виде пружины сжатия позволяет устройству длительно работать в агрессивной среде с расчетной нагрузкой.The proposed anti-flying device for an electric centrifugal pump can improve the reliability due to the lack of shear elements in the design of the device. In addition, the design of the proposed device eliminates its jamming when the device is disengaged from the landing interval before being removed, since a slurry clams are installed above the anchor assembly for collecting sludge and breakaways detached from the cable, which avoids clogging of the anchor assembly, and the shock absorber is designed as a compression spring Allows the device to operate continuously in an aggressive environment with a design load.
Claims (1)
Priority Applications (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
RU2011120370/03A RU2455454C1 (en) | 2011-05-20 | 2011-05-20 | Tubing anchor for electric centrifugal pump |
Applications Claiming Priority (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
RU2011120370/03A RU2455454C1 (en) | 2011-05-20 | 2011-05-20 | Tubing anchor for electric centrifugal pump |
Publications (1)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
RU2455454C1 true RU2455454C1 (en) | 2012-07-10 |
Family
ID=46848598
Family Applications (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
RU2011120370/03A RU2455454C1 (en) | 2011-05-20 | 2011-05-20 | Tubing anchor for electric centrifugal pump |
Country Status (1)
Country | Link |
---|---|
RU (1) | RU2455454C1 (en) |
Cited By (5)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
CN103967995A (en) * | 2014-05-20 | 2014-08-06 | 湖南汉寿煤矿机械有限公司 | Shock absorption rod for mine liquid carbon oxide phase changing and cracking device and mine liquid carbon oxide phase changing and cracking device |
RU173372U1 (en) * | 2017-04-19 | 2017-08-24 | Дамир Радикович Гимадеев | Device for corrosion protection of submersible downhole equipment and preventing its fall on the bottom of the well |
RU2654088C1 (en) * | 2017-02-13 | 2018-05-16 | Акционерное общество "Новомет-Пермь" | Antiflying anchor |
RU191853U1 (en) * | 2019-04-30 | 2019-08-26 | ООО "Проектно-Консалтинговая Группа "БК" | ANTI-FLIGHT DEVICE FOR ELECTRIC CENTRIFUGAL PUMP |
RU2812974C1 (en) * | 2023-07-03 | 2024-02-06 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Device to prevent downhole equipment from falling onto bottom |
Citations (5)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
SU874968A1 (en) * | 1977-11-09 | 1981-10-23 | за вигепи )874968 {51 )М. Кл. Е 21 В 23/ОО | Device for preventing a fall of deep-well equipment onto hole bottom |
RU2049223C1 (en) * | 1992-12-08 | 1995-11-27 | Акционерное общество закрытого типа "Научно-производственная фирма "Юкон" | Packer |
RU2078924C1 (en) * | 1993-05-12 | 1997-05-10 | Внедренческая научно-производственная фирма "НефтеТестСервис" | Formation tester |
RU2175048C2 (en) * | 2000-01-12 | 2001-10-20 | Закрытое акционерное общество "ЮКСОН" | Anti-flight device |
RU2289012C2 (en) * | 2004-07-19 | 2006-12-10 | Махир Зафар оглы Шарифов | Connector-disconnector for well packer plant (variants) |
-
2011
- 2011-05-20 RU RU2011120370/03A patent/RU2455454C1/en not_active IP Right Cessation
Patent Citations (5)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
SU874968A1 (en) * | 1977-11-09 | 1981-10-23 | за вигепи )874968 {51 )М. Кл. Е 21 В 23/ОО | Device for preventing a fall of deep-well equipment onto hole bottom |
RU2049223C1 (en) * | 1992-12-08 | 1995-11-27 | Акционерное общество закрытого типа "Научно-производственная фирма "Юкон" | Packer |
RU2078924C1 (en) * | 1993-05-12 | 1997-05-10 | Внедренческая научно-производственная фирма "НефтеТестСервис" | Formation tester |
RU2175048C2 (en) * | 2000-01-12 | 2001-10-20 | Закрытое акционерное общество "ЮКСОН" | Anti-flight device |
RU2289012C2 (en) * | 2004-07-19 | 2006-12-10 | Махир Зафар оглы Шарифов | Connector-disconnector for well packer plant (variants) |
Cited By (6)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
CN103967995A (en) * | 2014-05-20 | 2014-08-06 | 湖南汉寿煤矿机械有限公司 | Shock absorption rod for mine liquid carbon oxide phase changing and cracking device and mine liquid carbon oxide phase changing and cracking device |
CN103967995B (en) * | 2014-05-20 | 2015-11-25 | 湖南汉寿煤矿机械有限公司 | Mining liquid CO 2phase transformation fracturing equipment decoupling rod and equipment |
RU2654088C1 (en) * | 2017-02-13 | 2018-05-16 | Акционерное общество "Новомет-Пермь" | Antiflying anchor |
RU173372U1 (en) * | 2017-04-19 | 2017-08-24 | Дамир Радикович Гимадеев | Device for corrosion protection of submersible downhole equipment and preventing its fall on the bottom of the well |
RU191853U1 (en) * | 2019-04-30 | 2019-08-26 | ООО "Проектно-Консалтинговая Группа "БК" | ANTI-FLIGHT DEVICE FOR ELECTRIC CENTRIFUGAL PUMP |
RU2812974C1 (en) * | 2023-07-03 | 2024-02-06 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Device to prevent downhole equipment from falling onto bottom |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
RU2455454C1 (en) | Tubing anchor for electric centrifugal pump | |
RU2490420C1 (en) | Tubing anchor for electric centrifugal pump | |
RU2447256C1 (en) | Bridge plug | |
CN102808587A (en) | Double-elastic-clamp in-place locking wire line coring suspension positioning mechanism | |
RU2434116C1 (en) | Anchor for fixation of downhole equipment | |
RU2634316C1 (en) | Anchor for tubing | |
RU2668891C2 (en) | Antilock device for electrocentropic pump | |
RU2685252C1 (en) | Anti-floating device for tubing | |
RU2594825C2 (en) | Downhole catcher for kamyshev balls | |
RU2440484C1 (en) | Packer-plug | |
RU2175048C2 (en) | Anti-flight device | |
RU2539468C1 (en) | Bidirectional mechanical packer | |
RU184576U1 (en) | DEVICE FOR PREVENTING FALLING INLINE-EQUIPMENT EQUIPMENT IN THE WELL | |
RU173372U1 (en) | Device for corrosion protection of submersible downhole equipment and preventing its fall on the bottom of the well | |
RU142771U1 (en) | PACKER | |
RU191853U1 (en) | ANTI-FLIGHT DEVICE FOR ELECTRIC CENTRIFUGAL PUMP | |
RU2784131C1 (en) | Sucker rod catcher on rope | |
RU52078U1 (en) | CATCHING TOOL | |
RU2493353C1 (en) | Packer assembly | |
RU149992U1 (en) | OVERSTONE | |
RU2391488C1 (en) | Wall packer-plug | |
RU2397311C1 (en) | Packer | |
RU156847U1 (en) | Borehole Seismic Source | |
RU135705U1 (en) | PIPE REMOVAL | |
RU2776498C1 (en) | Uncoupler for sealing the wellbore of the casing string |
Legal Events
Date | Code | Title | Description |
---|---|---|---|
MM4A | The patent is invalid due to non-payment of fees |
Effective date: 20180521 |