RU2644995C1 - Device for extracting the welding wire from a well - Google Patents
Device for extracting the welding wire from a well Download PDFInfo
- Publication number
- RU2644995C1 RU2644995C1 RU2016152385A RU2016152385A RU2644995C1 RU 2644995 C1 RU2644995 C1 RU 2644995C1 RU 2016152385 A RU2016152385 A RU 2016152385A RU 2016152385 A RU2016152385 A RU 2016152385A RU 2644995 C1 RU2644995 C1 RU 2644995C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- wedge
- deflector
- hook
- barrel
- well
- Prior art date
Links
- 238000003466 welding Methods 0.000 title description 2
- 230000008719 thickening Effects 0.000 claims abstract description 6
- 230000001360 synchronised effect Effects 0.000 claims abstract description 4
- 230000009471 action Effects 0.000 claims description 5
- 238000005520 cutting process Methods 0.000 claims description 2
- 238000000605 extraction Methods 0.000 abstract description 8
- 238000005553 drilling Methods 0.000 abstract description 6
- 238000010276 construction Methods 0.000 abstract description 4
- 230000003993 interaction Effects 0.000 abstract description 3
- 230000000694 effects Effects 0.000 abstract 1
- 239000000126 substance Substances 0.000 abstract 1
- 238000009434 installation Methods 0.000 description 6
- 239000000463 material Substances 0.000 description 5
- 238000011010 flushing procedure Methods 0.000 description 3
- 238000000034 method Methods 0.000 description 3
- 238000003825 pressing Methods 0.000 description 3
- 230000008569 process Effects 0.000 description 3
- 230000006378 damage Effects 0.000 description 2
- 238000005516 engineering process Methods 0.000 description 2
- 239000002184 metal Substances 0.000 description 2
- 230000002269 spontaneous effect Effects 0.000 description 2
- XUKUURHRXDUEBC-KAYWLYCHSA-N Atorvastatin Chemical compound C=1C=CC=CC=1C1=C(C=2C=CC(F)=CC=2)N(CC[C@@H](O)C[C@@H](O)CC(O)=O)C(C(C)C)=C1C(=O)NC1=CC=CC=C1 XUKUURHRXDUEBC-KAYWLYCHSA-N 0.000 description 1
- 229910000639 Spring steel Inorganic materials 0.000 description 1
- 238000005452 bending Methods 0.000 description 1
- 238000011109 contamination Methods 0.000 description 1
- 230000008878 coupling Effects 0.000 description 1
- 238000010168 coupling process Methods 0.000 description 1
- 238000005859 coupling reaction Methods 0.000 description 1
- 230000008030 elimination Effects 0.000 description 1
- 238000003379 elimination reaction Methods 0.000 description 1
- 239000012530 fluid Substances 0.000 description 1
- 230000004941 influx Effects 0.000 description 1
- 230000007246 mechanism Effects 0.000 description 1
- 238000011084 recovery Methods 0.000 description 1
- 230000009467 reduction Effects 0.000 description 1
- 230000000630 rising effect Effects 0.000 description 1
- 238000005070 sampling Methods 0.000 description 1
- 238000005476 soldering Methods 0.000 description 1
Images
Classifications
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B31/00—Fishing for or freeing objects in boreholes or wells
- E21B31/12—Grappling tools, e.g. tongs or grabs
- E21B31/20—Grappling tools, e.g. tongs or grabs gripping internally, e.g. fishing spears
Landscapes
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Geology (AREA)
- Mining & Mineral Resources (AREA)
- Marine Sciences & Fisheries (AREA)
- Physics & Mathematics (AREA)
- Environmental & Geological Engineering (AREA)
- Fluid Mechanics (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Geochemistry & Mineralogy (AREA)
- Earth Drilling (AREA)
Abstract
Description
Изобретение относится к области бурения и капитального ремонта нефтяных и газовых скважин и может быть использовано при строительстве многозабойных скважин (МЗС) и боковых стволов (БС) из ранее пробуренных и обсаженных скважин с сохранением для эксплуатации основного ствола скважины.The invention relates to the field of drilling and overhaul of oil and gas wells and can be used in the construction of multilateral wells (MZS) and sidetracks (BS) from previously drilled and cased wells while maintaining the main wellbore for operation.
Известно устройство для извлечения уипстока (Кресс Л.Ф., Миллер С.У. Использование съемного уипстока для бурения скважины с двумя горизонтальными стволами // Нефтегазовые технологии. - 1994. - №1-2. - С. 12-15), включающее ловильный колокол и овершот.A device for extracting a whipstock (Kress L.F., Miller S.U. Use of a removable whipstock for drilling a well with two horizontal shafts // Oil and Gas Technologies. - 1994. - No. 1-2. - P. 12-15), including fishing bell and overshot.
Недостатками ловильного колокола являются:The disadvantages of the fishing bell are:
- сложность получения надежного соединения колокола с уипстоком (клином-отклонителем), так как клин-отклонитель изготавливается с максимально возможным наружным диаметром для прохождения в основной ствол скважины и гарантированного сохранения направления траектории дополнительного ствола скважины, а для надежного захвата клина-отклонителя внутренний конусный диаметр колокола в заходной части должен превышать диаметр клина-отклонителя, кроме того, плюс двойная толщина стенки увеличивает его наружный диаметр, и тогда колокол не пройдет в основной ствол скважины, в свою очередь уменьшение внутреннего диаметра колокола приведет к невозможности захода в него клина-отклонителя и его захвата. Уменьшение толщины стенки направляющей воронки колокола приведет к ее смятию или разрушению в процессе захвата и навинчивания на «голову» клина, так как при завинчивании конусной резьбы на конусный клин в теле колокола возникают большие радиальные разрывающие силы;- the difficulty of obtaining a reliable connection between the bell and the whipstock (deflecting wedge), since the deflecting wedge is made with the maximum possible outer diameter for passing into the main wellbore and guaranteeing the direction of the trajectory of the additional wellbore, and the inner conical diameter for reliable capture of the deflecting wedge the bell in the entrance should exceed the diameter of the deflecting wedge, in addition, plus a double wall thickness increases its outer diameter, and then the bell did not pass emitted into the main wellbore, in turn, a decrease in the inner diameter of the bell will lead to the impossibility of entering the deflector wedge and its capture. Reducing the wall thickness of the guide funnel of the bell will lead to its crushing or destruction in the process of gripping and screwing on the wedge “head”, since when the conical thread is screwed onto the conical wedge, large radial tensile forces arise in the bell body;
- сложность отсоединения колокола от клина-отклонителя в случае, если его не удается извлечь из скважины, возникновение аварий и, как следствие, большие материальные и временные затраты на их ликвидацию и увеличение стоимости скважины.- the difficulty of disconnecting the bell from the diverter wedge if it cannot be removed from the well, the occurrence of accidents and, as a result, the large material and time costs for their elimination and increase in the cost of the well.
Недостатком овершота является небольшая грузоподъемность, так как его корпус выполнен из тонкостенной трубы с подвижными плашками внутри, поэтому он не может захватывать прижатые к стенке скважины предметы и надежно удерживать их в процессе подъема из скважины.The disadvantage of overshot is its low carrying capacity, since its body is made of a thin-walled pipe with movable dies inside, so it cannot capture objects pressed against the wall of the well and hold them securely during the ascent from the well.
Известно устройство для извлечения клина-отклонителя из скважины (пат. RU №2421598, МПК 7 Е21В 31/20, опубл. бюл. №30 от 20.06.2011 г.), включающее переводник, полый корпус с винтовым заостренным нижним торцом и ловильный механизм, расположенный внутри корпуса и выполненный в виде полого штока, соединенного жестко с муфтой и оснащенного радиальным каналом и наклонной поверхностью под желоб клина, снабженного технологическим отверстием для размещения нижней подвижной втулки, которая взаимодействует с технологическим отверстием - выборкой клина при его извлечении из скважины.A device is known for extracting a deflecting wedge from a well (US Pat. RU No. 2421598, IPC 7 ЕВВ 31/20, publ. Bulletin No. 30 dated 06/20/2011), including a sub, a hollow body with a screw pointed lower end and a fishing mechanism located inside the housing and made in the form of a hollow rod rigidly connected to the coupling and equipped with a radial channel and an inclined surface under the wedge groove, equipped with a technological hole for placement of the lower movable sleeve, which interacts with the technological hole - selection of the wedge when it and recovery from the well.
Недостатками данного устройства являются:The disadvantages of this device are:
- недостаточная конструктивная прочность полого штока, который воспринимает основную осевую нагрузку по страгиванию клина-отклонителя с места закрепления и извлечения его из скважины. Наиболее ослабленным местом полого штока является радиальный канал, в котором установлена нижняя подвижная втулка. При создании осевой нагрузки на устройство для извлечения клина-отклонителя из скважины изгибающие силы вырвут нижнюю втулку из полого штока или произойдет ее заклинивание в радиальном канале полого штока и его разрушение. Все это приведет к аварийной ситуации, дополнительным временным и материальным затратам и увеличению стоимости строительства многозабойных скважин.- lack of structural strength of the hollow rod, which perceives the main axial load by moving the deflecting wedge from the place of fastening and removing it from the well. The most weak point of the hollow rod is the radial channel in which the lower movable sleeve is installed. When creating an axial load on the device for extracting the deflecting wedge from the well, bending forces will tear the lower sleeve out of the hollow rod or it will jam in the radial channel of the hollow rod and its destruction. All this will lead to an emergency, additional time and material costs and an increase in the cost of constructing multilateral wells.
Наиболее близким по технической сущности решением является ловильный крюк (Кресс Л.Ф., Миллер С.У. Использование съемного уипстока для бурения скважины с двумя горизонтальными стволами // Нефтегазовые технологии. - 1994. - №1-2. - С. 12-15), включающий основной ствол с ловильным крюком и верхним соединением для колонны труб, бородка крючка которого входит с лицевой стороны клина уипстока (клина-отклонителя) в выборку, выполненную в виде сквозной прорези в его теле со стороны желоба, осуществляя тем самым его захват и извлечение из скважины.The closest solution in technical essence is a fishing hook (Kress L.F., Miller S.U. Use of a removable whipstock for drilling a well with two horizontal shafts // Oil and Gas Technologies. - 1994. - No. 1-2. - P. 12- 15), including the main barrel with a fishing hook and an upper connection for a pipe string, the hook of which is included on the front side of the wipstock wedge (deflecting wedge) in a sample made in the form of a through slot in its body from the side of the gutter, thereby capturing it and extraction from the well.
Недостатками ловильного крюка являются:The disadvantages of a fishing hook are:
- необходимость очень точного ориентирования ловильного крюка относительно выборки в теле клина-отклонителя как по глубине, так и по азимуту при помощи геофизических приборов, что требует вызова геофизической партии;- the need for very accurate orientation of the fishing hook relative to the sample in the body of the deflector wedge both in depth and in azimuth using geophysical instruments, which requires calling the geophysical lot;
- вероятность неизвлечения клина-отклонителя из скважины, так как у ловильного крюка всего одна точка опоры, и при извлечении клин-отклонитель не прижимается к стволу устройства и может перекоситься, что приведет к его заклиниванию в муфтовых соединениях обсадной колонны и оставлению в скважине, особенно в скважинах со сложным профилем ствола;- the probability of non-extraction of the deflecting wedge from the well, since the fishing hook has only one fulcrum, and when removing the wedge, the deflector is not pressed against the barrel of the device and can be skewed, which will cause it to jam in the casing collar joints and leave it in the well, especially in wells with a complex profile of the wellbore;
- отсутствие устройства для создания усилия для принудительного ввода крюка в выборку клина-отклонителя;- the lack of a device for creating efforts to force the input of the hook into the selection of the deflector wedge;
- сложность отсоединения ловильного крюка от клина-отклонителя в случае, если он не извлекается из скважины;- the difficulty of disconnecting the fishing hook from the deflecting wedge if it is not removed from the well;
- отсутствие устройства для фиксации клина-отклонителя с ловильным крюком, что может привести к самопроизвольному отсоединению клина-отклонителя при извлечении его из скважины, таким образом, велика вероятность возникновения аварийных ситуаций, которые приведут к большим незапланированным временным и материальным затратам и увеличению стоимости строительства многозабойных скважин.- the lack of a device for fixing the deflector wedge with a fishing hook, which can lead to spontaneous disconnection of the deflector wedge when removing it from the well, thus, there is a high probability of emergencies that will lead to large unplanned time and material costs and increase the cost of building multi-face wells.
Технической задачей предлагаемого изобретения является создание надежной конструкции устройства для извлечения клина-отклонителя из скважины, позволяющее исключить вызов геофизической партии для его ориентирования, облегчить операции захвата клина-отклонителя и удерживания его в прижатом положении к корпусу устройства в процессе извлечения из скважины, максимально исключить случаи неизвлечения клина-отклонителя из скважины или его потери в процессе подъема на поверхность, произвести отсоединение устройства от клина-отклонителя, исключив необходимость производства аварийных работ по отсоединению устройства при невозможности извлечения клина-отклонителя из скважины, что в совокупности приводит к значительному сокращению средств и сроков при строительстве многозабойных скважин из ранее пробуренных и обсаженных скважин с сохранением для эксплуатации основного ствола скважины.The technical task of the invention is the creation of a reliable design of a device for extracting a deflecting wedge from a well, which eliminates the call of a geophysical batch to orient it, facilitates the capture of the deflecting wedge and holding it in a pressed position to the device body during extraction from the well, to exclude cases to the maximum non-extraction of the diverter wedge from the well or its loss during the ascent to the surface, disconnect the device from the diverter wedge, Exclude need to produce emergency works to disconnect the device in case of impossibility of extraction of the whipstock from the well, all of which leads to a significant reduction in terms of means and in the construction of multilateral wells previously drilled and cased wells for retaining operation of the main wellbore.
Техническая задача решается устройством для извлечения клина-отклонителя из скважины, включающим ствол с крюком под ответную выборку клина-отклонителя, соединенный с колонной труб.The technical problem is solved by a device for extracting the deflector from the well, including a barrel with a hook for the reciprocal selection of the deflector, connected to the pipe string.
Новым является то, что крюк изготовлен в виде сегмента трубы, выполненного с возможностью взаимодействия при провороте колонны труб вокруг оси с выборкой клина-отклонителя, которая изготовлена в виде цилиндрической проточки на тыльной стороне клина-отклонителя, а ствол выполнен сборным, состоящим из наружной и внутренней частей, коаксиально вставленных друг в друга с возможностью ограниченного осевого выдвижения с преодолением усилия пружины, установленной между ними, причем для синхронного вращения частей ствола при вводе крюка в выборку клина-отклонителя на взаимодействующих торцах наружной и внутренней частей ствола выполнены односторонние наклонные выступы и соответствующие им односторонние наклонные пазы, изготовленные с возможностью выхода из зацепления при раздвижении частей ствола, при этом наклон выступов и пазов выполнен так, чтобы при взаимодействии под действием осевого усилия пружины и веса колонны труб наружная часть ствола с крюком выходила из зацепления с выборкой клина-отклонителя, при этом ствол сверху оборудован утолщением, выполненным диаметром, большим диаметра бокового ствола, и с возможностью взаимодействия с верхним торцом клина-отклонителя для совмещения крюка с выборкой клина-отклонителя.New is that the hook is made in the form of a pipe segment, made with the possibility of interaction when turning the pipe string around the axis with a selection of the deflector wedge, which is made in the form of a cylindrical groove on the back of the deflector wedge, and the barrel is prefabricated, consisting of an outer and internal parts, coaxially inserted into each other with the possibility of limited axial extension with overcoming the efforts of the spring installed between them, and for synchronous rotation of the barrel when entering the hook in One or more inclined protrusions and corresponding one-sided inclined grooves are made on the interacting ends of the outer and inner parts of the barrel, and the corresponding one-sided inclined grooves are made with the possibility of disengaging when the parts of the barrel are extended, while the inclination of the protrusions and grooves is made so that when interacting under the action of axial force the springs and weights of the pipe string the outer part of the barrel with a hook disengaged with a sample of the deflecting wedge, while the barrel is equipped with a diameter thickening on top ohm, a large-diameter lateral bore, and to engage the upper end of the whipstock to align the hook with the sample whipstock.
На фиг. 1 показано устройство для извлечения клина-отклонителя, спущенное в скважину в интервал установки клина-отклонителя (продольный разрез).In FIG. 1 shows a device for extracting a deflector wedge lowered into the well during the installation interval of the deflector wedge (longitudinal section).
На фиг. 2 показано поперечное сечение А-А фиг. 1.In FIG. 2 shows a cross section AA of FIG. one.
На фиг. 3 показано поперечное сечение Б-Б фиг. 1.In FIG. 3 shows a cross section BB of FIG. one.
На фиг. 4 показано устройство для извлечения клина-отклонителя с частичными продольными разрезами.In FIG. 4 shows a device for extracting a deflector wedge with partial longitudinal sections.
На фиг. 5 показано поперечное сечение В-В фиг. 4 при входе крюка в выборку клина-отклонителя (клин-отклонитель показан условно).In FIG. 5 shows a cross section BB of FIG. 4 at the entrance of the hook to the selection of the deflector wedge (the deflector wedge is shown conditionally).
На фиг. 6 показано устройство в процессе отсоединения от клина-отклонителя (не показан).In FIG. 6 shows a device in the process of disconnecting from a deflector wedge (not shown).
На фиг. 7 показан процесс захвата клина-отклонителя за выборку крюком устройства при вращении колонны труб.In FIG. 7 shows the process of capturing the deflector wedge by the hook of the device during rotation of the pipe string.
На фиг. 8 показано поперечное сечение Г-Г фиг. 7.In FIG. 8 shows a cross-section GG of FIG. 7.
Устройство для извлечения клина-отклонителя из скважины (фиг. 1) включает ствол 1 с крюком 2, соединенный с колонной труб 3, при этом ствол 1 сверху оборудован утолщением 4, выполненным диаметром d1, большим диаметра d2 бокового ствола 5, и с возможностью взаимодействия с верхним торцом 6 клина-отклонителя 7 (фиг. 7) для совмещения крюка 2 (фиг. 6) с выборкой 8 клина-отклонителя 7. При этом крюк 2 (фиг. 4-6) изготовлен в виде сегмента трубы, выполненного с возможностью взаимодействия при провороте колонны труб 3 вокруг оси с выборкой 8 (фиг. 7 и 8) клина-отклонителя 7, которая изготовлена в виде цилиндрической проточки на тыльной стороне клина-отклонителя 7 (фиг. 1 и 3). Ствол 1 (фиг. 4 и 6) устройства выполнен сборным, состоящим из наружной 9 и внутренней 10 частей, коаксиально вставленных друг в друга с возможностью ограниченного осевого выдвижения с преодолением усилия пружины 11, установленной между ними, причем для синхронного вращения частей ствола 1 при вводе крюка 2 (фиг. 7 и 8) в выборку 8 клина-отклонителя 7 на взаимодействующих торцах наружной 9 (фиг. 4 и 6) и внутренней 10 частей ствола 1 выполнены односторонние наклонные выступы 12 и соответствующие им односторонние наклонные пазы 13, изготовленные с возможностью выхода из зацепления при раздвижении частей ствола 1 (фиг. 6), при этом наклон и форма выступов 12 и пазов 13 выполнены так, чтобы при взаимодействии под действием осевого усилия пружины 11 (фиг. 4) и веса колонны труб 3 (фиг. 1) наружная 9 (фиг. 5, 7 и 8) часть ствола 1 с крюком 2 выходила из зацепления с выборкой 8 клина-отклонителя 7. Технические элементы, не влияющие на работоспособность устройства, не показаны или показаны условно.A device for extracting the deflecting wedge from the well (Fig. 1) includes a
Устройство для извлечения клина-отклонителя из скважины работает следующим образом.A device for extracting a whipstock from the well operates as follows.
Устройство (фиг. 1) на колонне труб 3 спускают в основной ствол 14 скважины, при этом центральный канал 15 (фиг. 4) ствола 1 устройства позволяет заполнять внутреннюю полость колонны труб 3 (фиг. 1 и 7) в процессе спуска устройства в основной ствол 14 скважины, исключив тем самым операции по периодическому доливу промывочной жидкости в полость колонны труб 3, и производить технологическую промывку основного ствола 14 скважины в интервале установки клина-отклонителя 7 для очистки его верхнего торца 6. Так как промывочные каналы известны и в других аналогичных устройствах, авторы не претендуют на его новизну.The device (Fig. 1) on the
По снижению веса колонны труб 3, которое контролируется по динамометру (не показано), установленному на устье скважины, и глубине спуска устройства, которая контролируется по длине колонны труб 3, определяют, что устройство достигло интервала установки клина-отклонителя 7 и уперлось утолщением 4 (фиг. 7) ствола 1 в верхний торец 6 клина-отклонителя 7. Так как диаметр d1 утолщения 4 ствола 1 больше диаметра d2 пробуренного бокового ствола 5, оно не может опуститься в скважину глубже определенного расстояния в зависимости от толщины стенки обсадной колонны 16 основного ствола 14 скважины. Толщина стенки обсадной колонны 16 основного ствола 14 известна из плана работ в скважине, поэтому интервал посадки устройства определяется теоретически и экспериментально перед спуском устройства в скважину. Устройство изготавливают универсальным для его свободного прохождения по всей длине обсадной колонны 16 (фиг. 1 и 7) основного ствола 14 скважины, внутренний диаметр D которой зависит от толщины стенки, чем толще стенка, тем меньше внутренний диаметр D обсадной колонны 16. При минимальной толщине стенки обсадной колонны 16 (фиг. 7) в интервале установки клина-отклонителя 7 расстояние между клином-отклонителем 7 и стенкой обсадной колонны 16 будет больше габаритного размера устройства, равного диаметру d1 утолщения 4, и устройство опустится глубже до точки заклинивания между наклонной поверхностью клина-отклонителя 7 и стенкой обсадной колонны 16 основного ствола 14 скважины. В случае крепления скважины обсадной колонной 16 в интервале установки клина-отклонителя 7 с максимальной толщиной стенки расстояние между клином-отклонителем 7 и стенкой обсадной колонны 16 будет меньше габаритного размера устройства, поэтому устройство упрется в верхний торец 6 клина-отклонителя 7. При этом крюк 2 устройства находится на определенном расстоянии от выборки 8 клина-отклонителя 7. Для того чтобы крюк 2 устройства находился напротив выборки 8 клина-отклонителя 7, устройство приподнимают вверх на 0,2-0,5 м в зависимости от толщины стенки обсадной колонны 16 (чем тоньше стенка обсадной колонны 16, тем выше приподнимают устройство). Операции по совмещению крюка 2 устройства с выборкой 8 клина-отклонителя 7 применяются и в других аналогичных устройствах, поэтому авторы не претендуют на его новизну. Затем колонну труб 3 проворачивают ротором буровой установки (не показано) вправо, следя за показаниями моментомера (не показано) и динамометра. При увеличении крутящего момента на роторе, величина которого зависит от диаметра, материала и длины колонны труб 3, ротор останавливают, при этом динамометр показывает увеличение веса на крюке буровой установки (не показано). Это является показателем того, что крюк 2 (фиг. 5) вошел в выборку 8 клина-отклонителя 7, прижал верхнюю часть клина-отклонителя 7 к стволу 1 устройства и надежно зафиксировал его. Фиксация клина-отклонителя 7 происходит вследствие защемления с натягом его утонченной части в зоне выборки 8 между стволом 1 и крюком 2 устройства. Для увеличения прочности и прижимающего усилия крюка 2 (фиг. 4-6) его могут изготавливать из различных материалов, например рессорной стали, и крепить к стволу 1 устройства различными способами, например винтами, электросваркой, пайкой и т.п. (не показано). Для надежного (гарантированного) захвата клина-отклонителя 7 крюком 2 его закрепляют на стволе 1 устройства так, чтобы крюк 2 находился внутри описанной окружности ствола 1 устройства, что позволяет крюку легко входить в выборку 8 (фиг. 7 и 8) клина-отклонителя 7, отводя его верхний конец от стенки основного ствола 14 скважины и прижимая этот конец к эксцентричной проточке 17 (фиг. 4-6) ствола 1 устройства (клин-отклонитель не показан). При этом верхний конец клина-отклонителя 7 располагается в эксцентричной проточке 17 ствола 1 устройства, позволяющей прижать желоб 18 клина-отклонителя 7 к стволу 1 устройства (форма проточки 17 повторяет форму желоба 18 клина-отклонителя 7 и может выполняться в виде многогранника, вписанного в желоб 18, или прямой плоскости, опирающейся двумя гранями на желоб 18 и т.п.), а утолщение 4 (фиг. 7) выполняет роль направляющей при извлечении клина-отклонителя 7 из скважины, предотвращая тем самым перекашивание и зацепление его верхнего конца за стыки обсадных труб в муфтовых соединениях обсадной колонны 16, особенно в скважинах со сложным профилем основного ствола 14. Натяжением колонны труб 3 клин-отклонитель 7 срывают с места установки, переводят в транспортное положение и извлекают из основного ствола 14 скважины.By reducing the weight of the
В случае невозможности извлечения клина-отклонителя 7 из основного ствола 14 скважины по каким-либо причинам колонну труб 3 резко спускают в скважину. Под действием осевого усилия пружины 11 (фиг. 4) и веса колонны труб 3 (фиг. 1 и 7), которая имеет большую жесткость и массу и потому не имеет возможности провернуться вправо, выступы 12 (фиг. 6) воздействуют на наклонную поверхность пазов 13, упирая крюк 2 нижним торцом в нижнюю грань выборки 8 и создавая большую выталкивающую силу, которая проворачивает наружную часть 9 ствола 1 с крюком 2 влево, выводит крюк 2 из зацепления с выборкой 8 клина-отклонителя 7 и освобождает устройство. Далее продолжают извлечение устройства на поверхность без каких-либо осложнений. Наклонные выступы 12 (фиг. 4 и 6) и наклонные пазы 13 могут иметь различную форму и профиль, которые способствуют гарантированному зацеплению их при вращении вправо под сжимающим действием пружины 11 (фиг. 4) и свободному провороту влево, когда пружина 11 сжата, а наружная 9 (фиг. 6) и внутренняя 10 части ствола 1 выдвинуты по оси на высоту выступов 12.If it is impossible to remove the wedge-
В случае неполного выхода крюка 2 (фиг. 7 и 8) из зацепления с выборкой 8 клина-отклонителя 7 колонну труб 3 приподнимают до полного сжатия пружины 11 (фиг. 4) так, чтобы односторонние наклонные выступы 12 (фиг. 6) и соответствующие им односторонние наклонные пазы 13 полностью вышли из зацепления при раздвижении частей ствола 1, и поворачивают колонну труб 3 (фиг. 7) вправо на 20-30°, чтобы выступы 12 (фиг. 4) под действием пружины 11 вновь не попали в пазы 13 при опускании колонны труб 3 (фиг. 7). Затем повторяют предыдущую операцию до полного освобождения устройства. Восстановление на динамометре веса колонны труб 3 является показателем того, что устройство полностью освободилось. Производят извлечение устройства из скважины.In case of incomplete exit of the hook 2 (Figs. 7 and 8) from engagement with the
Предлагаемое устройство позволяет:The proposed device allows you to:
- повысить надежность конструкции устройства, так как она позволяет увеличить ширину ловильного крюка и диаметр ствола устройства и тем самым прочность всей конструкции;- to increase the reliability of the design of the device, since it allows to increase the width of the fishing hook and the diameter of the barrel of the device and thereby the strength of the entire structure;
- увеличить прочность клина-отклонителя в зоне проточки, так как она выполняется с тыльной стороны клина-отклонителя и на большем удалении от верхнего его конца, что позволит исключить аварийные ситуации с обрывом верхней части клина-отклонителя при его извлечении из скважины;- to increase the strength of the deflecting wedge in the groove zone, since it is performed on the back side of the deflecting wedge and at a greater distance from its upper end, which will eliminate emergency situations with a break in the upper part of the deflecting wedge when it is removed from the well;
- облегчить операции по захвату и извлечению клина-отклонителя из скважины за счет того, что ловильный крюк повторяет форму нижней кромки ловильного колокола и легко входит в выборку между обсадной колонной и тыльной стороной клина-отклонителя, отводя его верхний конец от стенки обсадной колонны и прижимая клин-отклонитель к стволу устройства;- facilitate the capture and removal of the diverting wedge from the well due to the fact that the fishing hook follows the shape of the lower edge of the fishing bell and easily enters the sample between the casing and the back of the diverting wedge, moving its upper end away from the casing wall and pressing deflector wedge to the device barrel;
- облегчить операцию по извлечению клина-отклонителя из скважины за счет того, что верхний его конец при подъеме из скважины оказывается прижатым к стволу устройства и центрируется им по оси скважины, предотвращая тем самым его перекашивание и заклинивание в муфтовых соединениях обсадной колонны в скважинах со сложным профилем ствола;- facilitate the operation of removing the deflecting wedge from the well due to the fact that its upper end, when rising from the well, is pressed against the device’s bore and centered along the axis of the well, thereby preventing it from warping and jamming in the casing collar joints in wells with complex trunk profile;
- легко отсоединиться от клина-отклонителя при невозможности его извлечения из скважины, и вследствие этого исключаются аварийные работы по отсоединению устройства от клина-отклонителя и извлечению его из скважины;- it is easy to disconnect from the diverter wedge when it is impossible to remove it from the well, and as a result emergency work to disconnect the device from the diverter wedge and remove it from the well is excluded;
- выборку под ловильный крюк в теле клина-отклонителя выполнять с тыльной стороны клина, что предотвращает ее загрязнение металлической стружкой и буровым шламом, наплывом металла при работе фрез, и вследствие этого исключить необходимость ее очистки перед извлечением клина-отклонителя из скважины;- select a fishing hook in the body of the deflector wedge from the back of the wedge, which prevents its contamination with metal shavings and drill cuttings, the influx of metal during operation of the cutters, and as a result, eliminate the need to clean it before removing the deflector from the well;
- предотвратить аварийные ситуации, связанные с самопроизвольным отсоединением клина-отклонителя от устройства и его потерей в процессе извлечения из скважины, исключив повторные ловильные работы по извлечению клина-отклонителя из скважины;- to prevent emergency situations associated with spontaneous disconnection of the deflector wedge from the device and its loss during extraction from the well, excluding repeated fishing operations to remove the deflector wedge from the well;
- исключить вызов геофизической партии для привязки устройства по глубине и ориентирования по желобу клина-отклонителя.- to exclude the call of the geophysical party to bind the device in depth and orientation along the gutter of the diverter wedge.
Предлагаемая конструкция устройства для извлечения клина-отклонителя из скважины позволяет повысить надежность устройства, увеличить прочность клина-отклонителя в зоне проточки, облегчить операции по захвату и удерживанию его в прижатом положении к стволу устройства в процессе извлечения из скважины, легко отсоединиться от клина-отклонителя при невозможности его извлечения из скважины, исключив необходимость производства аварийных работ по отсоединению устройства при невозможности извлечения клина-отклонителя из скважины, исключить вызов геофизической партии для привязки устройства по глубине и ориентирования по желобу клина-отклонителя, что в итоге позволит значительно сократить сроки и стоимость строительства многозабойных скважин из ранее пробуренных и обсаженных скважин с сохранением для эксплуатации основного ствола скважины.The proposed design of the device for extracting the deflecting wedge from the well allows to increase the reliability of the device, to increase the strength of the deflecting wedge in the groove zone, to facilitate the operations of gripping and keeping it pressed to the device barrel during extraction from the well, and to easily disconnect from the deflecting wedge when the impossibility of removing it from the well, eliminating the need for emergency work to disconnect the device when it is impossible to remove the deflector from the well, It is a challenge for geophysical party binding device in the depth and orientation of the chute whipstock, which ultimately will significantly reduce the time and cost of construction of multilateral wells previously drilled and cased wells with saving for the operation of the main wellbore.
Claims (1)
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2016152385A RU2644995C1 (en) | 2016-12-28 | 2016-12-28 | Device for extracting the welding wire from a well |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2016152385A RU2644995C1 (en) | 2016-12-28 | 2016-12-28 | Device for extracting the welding wire from a well |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2644995C1 true RU2644995C1 (en) | 2018-02-15 |
Family
ID=61227014
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2016152385A RU2644995C1 (en) | 2016-12-28 | 2016-12-28 | Device for extracting the welding wire from a well |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2644995C1 (en) |
Cited By (2)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2713276C1 (en) * | 2019-09-30 | 2020-02-04 | Публичное акционерное общество «Татнефть» имени В.Д. Шашина | Device for extraction of whipstock from well |
| RU2732779C1 (en) * | 2020-05-28 | 2020-09-22 | Публичное акционерное общество «Татнефть» имени В.Д. Шашина | Device for extraction of baffling slip from horizontal section of well |
Citations (5)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US20040108739A1 (en) * | 2002-12-10 | 2004-06-10 | Beeman Robert S. | Whipstock retrieving overshot |
| US7077204B2 (en) * | 2001-06-25 | 2006-07-18 | Smith International, Inc. | Whip retrieval method and apparatus |
| RU2415250C1 (en) * | 2009-12-22 | 2011-03-27 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Device for extracting wedge-deflector from well |
| RU2421598C1 (en) * | 2010-01-11 | 2011-06-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Device for extracting wedge-deflector from well |
| RU2464406C1 (en) * | 2011-04-12 | 2012-10-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Device to extract deflecting wedge from well |
-
2016
- 2016-12-28 RU RU2016152385A patent/RU2644995C1/en active
Patent Citations (5)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US7077204B2 (en) * | 2001-06-25 | 2006-07-18 | Smith International, Inc. | Whip retrieval method and apparatus |
| US20040108739A1 (en) * | 2002-12-10 | 2004-06-10 | Beeman Robert S. | Whipstock retrieving overshot |
| RU2415250C1 (en) * | 2009-12-22 | 2011-03-27 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Device for extracting wedge-deflector from well |
| RU2421598C1 (en) * | 2010-01-11 | 2011-06-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Device for extracting wedge-deflector from well |
| RU2464406C1 (en) * | 2011-04-12 | 2012-10-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Device to extract deflecting wedge from well |
Cited By (2)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2713276C1 (en) * | 2019-09-30 | 2020-02-04 | Публичное акционерное общество «Татнефть» имени В.Д. Шашина | Device for extraction of whipstock from well |
| RU2732779C1 (en) * | 2020-05-28 | 2020-09-22 | Публичное акционерное общество «Татнефть» имени В.Д. Шашина | Device for extraction of baffling slip from horizontal section of well |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| RU2484231C1 (en) | Diverting wedge for spudding of offshoots from well | |
| CA2208906C (en) | Apparatus for completing a subterranean well and associated methods of using same | |
| AU718398B2 (en) | Apparatus for completing a subterranean well and associated methods of using same | |
| AU714721B2 (en) | Apparatus for completing a subterranean well and associated methods of using same | |
| US6076602A (en) | Apparatus for completing a subterranean well and associated methods of using same | |
| EP3132110B1 (en) | Method and apparatus for severing a drill string | |
| RU2644995C1 (en) | Device for extracting the welding wire from a well | |
| RU2652404C1 (en) | Device for removing the whipstock from a horizontal site of a multilateral well | |
| RU2648407C1 (en) | Device for lifting the wedge-deflector from a well | |
| RU2401930C1 (en) | Deflector device for window cutting in casing pipe of well | |
| US8863851B2 (en) | Milled packer retaining tool with reverse circulation | |
| RU2507374C1 (en) | Device for withdrawal of deflecting wedge from well | |
| US11988094B2 (en) | Drilling assembly for inserting a rock bolt | |
| RU2732779C1 (en) | Device for extraction of baffling slip from horizontal section of well | |
| RU2713276C1 (en) | Device for extraction of whipstock from well | |
| RU107820U1 (en) | DEVICE FOR DRILLING A SIDE WELL OF A WELL | |
| RU2401382C1 (en) | Method of performing geophysical works through drilling string | |
| RU2534115C1 (en) | Device for withdrawal of double-sided deflecting wedge from well | |
| RU2630332C1 (en) | Method of constructing branched well and device for its implementation | |
| RU2623406C1 (en) | Method of sidetracking in cased well with extraction of part of production casing | |
| RU149992U1 (en) | OVERSTONE | |
| RU2182217C1 (en) | Releasing mechanical spear | |
| RU2501934C1 (en) | Method for preventing fall of borehole equipment to horizontal or side well shaft, and device for its implementation | |
| RU195124U1 (en) | WEDGE-RELIEF FOR CUTTING A SIDE BORE IN A PLUGED WELL | |
| GB2496954A (en) | Whipstock with lockable cutting tool |