RU2736743C1 - Device for lowering of geophysical cable of "rigid" structure to well under high pressure - Google Patents
Device for lowering of geophysical cable of "rigid" structure to well under high pressure Download PDFInfo
- Publication number
- RU2736743C1 RU2736743C1 RU2020123772A RU2020123772A RU2736743C1 RU 2736743 C1 RU2736743 C1 RU 2736743C1 RU 2020123772 A RU2020123772 A RU 2020123772A RU 2020123772 A RU2020123772 A RU 2020123772A RU 2736743 C1 RU2736743 C1 RU 2736743C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- cable
- pushing
- geophysical
- lubricator
- rigid
- Prior art date
Links
Images
Classifications
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH DRILLING; MINING
- E21B—EARTH DRILLING, e.g. DEEP DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B19/00—Handling rods, casings, tubes or the like outside the borehole, e.g. in the derrick; Apparatus for feeding the rods or cables
- E21B19/08—Apparatus for feeding the rods or cables; Apparatus for increasing or decreasing the pressure on the drilling tool; Apparatus for counterbalancing the weight of the rods
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH DRILLING; MINING
- E21B—EARTH DRILLING, e.g. DEEP DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B33/00—Sealing or packing boreholes or wells
- E21B33/02—Surface sealing or packing
- E21B33/03—Well heads; Setting-up thereof
- E21B33/068—Well heads; Setting-up thereof having provision for introducing objects or fluids into, or removing objects from, wells
- E21B33/072—Well heads; Setting-up thereof having provision for introducing objects or fluids into, or removing objects from, wells for cable-operated tools
Abstract
Description
Изобретение относится к области геофизических и гидродинамических исследований и может быть использовано в нефтяной промышленности, преимущественно при исследовании фонтанирующих скважин с высоким устьевым давлением посредством приборов, подвешиваемых на геофизическом кабеле «жесткой» конструкции.The invention relates to the field of geophysical and hydrodynamic research and can be used in the oil industry, mainly in the study of gushing wells with high wellhead pressure by means of instruments suspended on a geophysical cable of "rigid" structure.
На фонтанирующих скважинах, имеющих большое давление в устье, приходится столь сильно зажимать сальниковое уплотнение в узле герметизации лубрикатора, что для осуществления продвижения (проталкивания) кабеля через сальниковое уплотнение в процессе спуска прибора в скважину, его веса оказывается недостаточно. А при подъеме наоборот, усилия не хватает для удержания кабеля в лубрикаторе и происходит не контролируемый его выброс. Для осуществления спуска кабеля в таких случаях используют различные устройства и уменьшение диаметра применяемого кабеля. Часто применяемый способ утяжеления прибора дополнительными грузами обычно приводит к новым проблемам и неудобствам, таких как очень высокие лубрикаторные установки, дополнительные требования к прочности кабеля и затруднения или отсутствие прохождения приборной подвески на наклонных участках ствола скважины.On gushing wells with high pressure at the wellhead, it is necessary to clamp the gland seal so tightly in the lubricator sealing unit that its weight is not enough to move (push) the cable through the gland seal in the process of running the tool into the well. And when lifting, on the contrary, there is not enough effort to hold the cable in the lubricator and its uncontrolled ejection occurs. To carry out cable descent in such cases, various devices are used and the diameter of the cable used is reduced. The commonly used method of weighting the tool with additional weights usually leads to new problems and inconveniences, such as very high lubricator rigs, additional cable strength requirements, and difficulty or absence of tool hanger passing on inclined wellbore sections.
Известно устройство для спуска приборов в скважину с высоким устьевым давлением (SU 1126688, кл. Е21В 47/00, 1983.), которое способно работать при устьевом давлении 50 Мпа. В этом известном устройстве спуск прибора в скважину осуществляется за счет действия на кабель сил тяжести от дополнительно подвешенных на кабель утяжелителей, а ввод их в лубрикатор производится специальным механизмом, включающим лебедку, захват, ролики, удлинители и т.д.Known device for lowering tools into a well with high wellhead pressure (SU 1126688, class E21B 47/00, 1983), which is capable of operating at a wellhead pressure of 50 MPa. In this known device, the tool is lowered into the well due to the action of gravity forces on the cable from additional weights suspended on the cable, and their entry into the lubricator is performed by a special mechanism including a winch, gripper, rollers, extension cords, etc.
Основные недостатки этого устройства следующие:The main disadvantages of this device are as follows:
- недостаточная надежность устройства из-за снижения запаса прочности кабеля и повышения опасности прихватов;- insufficient reliability of the device due to a decrease in the safety margin of the cable and an increase in the risk of sticking;
- снижение проходимости (способности продвижения под собственным весом) в наклонных участках ствола скважины;- decrease in permeability (ability to advance under its own weight) in inclined sections of the wellbore;
- высокая стоимость исследовательских работ из-за повышенной их трудоемкости, связанной с необходимостью ручного монтажа и демонтажа большого количества тяжелых деталей (утяжелителей, захватов, роликов, удлинителей и т.д.), тяжелого устройства в сборе на устье скважины, а также из-за использования механизма перемещения утяжелителей, прибора в лубрикаторе с ручным приводом.- the high cost of research work due to their increased labor intensity associated with the need for manual installation and dismantling of a large number of heavy parts (weighting agents, grippers, rollers, extension cords, etc.), a heavy assembly at the wellhead, as well as for the use of the mechanism for moving the weighting materials, the device in the manual lubricator.
Известно устройство для спуска кабеля с подвешенным на нем прибором в фонтанирующую скважину (SU 562643, кл. Е21В 47/00, 1975.), содержащее сальниковое уплотнение в корпусе лубрикатора, привод в виде рукоятки с выходной приводной частью для гибкого длинного длинномерного элемента (кабеля), расположенной между лубрикатором и устьем скважины, состоящей из герметичного корпуса с центральным сквозным отверстием для прохода кабеля и расположенной в нем системы роликов-шестерен. В этом устройстве в процессе спуска кабель зажимается между двумя роликами и затем вращением рукоятки затягивается в скважину. Автоматическое прижатие роликов к кабелю осуществляется за счет подачи под давлением масла в подплунжерную полость устройства. Давление масла обеспечивается, в свою очередь, за счет использования давления рабочей среды, подводимой из устья скважины. Когда вес кабеля вместе с прибором становится достаточным для того, чтобы под действием силы тяжести он сам спускался в скважину, автоматическое прижатие роликов к кабелю отключают.There is a known device for lowering a cable with a device suspended on it into a gushing well (SU 562643, class E21B 47/00, 1975), containing a stuffing box seal in the lubricator housing, a drive in the form of a handle with an output drive part for a flexible long long element (cable ), located between the lubricator and the wellhead, consisting of a sealed housing with a central through hole for the passage of the cable and a system of rollers-gears located in it. In this device, during the descent process, the cable is clamped between two rollers and then by rotation of the handle is pulled into the well. Automatic pressing of the rollers to the cable is carried out by supplying oil under pressure to the sub-plunger cavity of the device. Oil pressure is provided, in turn, by using the pressure of the working medium supplied from the wellhead. When the weight of the cable together with the tool becomes sufficient for it to descend into the well under the action of gravity, the automatic pressing of the rollers to the cable is turned off.
Основными недостатками этого устройства являются следующие:The main disadvantages of this device are as follows:
- низкая надежность этого устройства в случае его применения в скважинах с высоким устьевым давлением (свыше 7 Мпа). Это связано с тем, что при таких давлениях сопротивление сальникового уплотнения перемещению кабеля так же велико. Для преодоления этого сопротивления приходится создавать в работе очень большие усилия прижатия роликов к кабелю, что приводит из-за малой площади их соприкосновения к возникновению значительных контактных напряжений, а значит, увеличивается опасность возникновения недопустимых деформаций кабеля и его быстрое разрушение;- low reliability of this device in case of its application in wells with high wellhead pressure (over 7 MPa). This is due to the fact that at such pressures the resistance of the gland seal to the movement of the cable is also great. To overcome this resistance, it is necessary to create in operation very large forces of pressing the rollers to the cable, which leads, due to the small area of their contact, to the occurrence of significant contact stresses, which means that the risk of unacceptable cable deformations and its rapid destruction increases;
- высокая трудоемкость, а значит, и стоимость геофизических исследований, так как привод системы роликов-шестерен осуществляется через рукоятку вручную.- high labor intensity, and hence the cost of geophysical studies, since the drive of the system of rollers-gears is carried out manually through the handle.
Известно устройство для спуска кабеля в скважину (SU 899878 кл. Е21В 47/00, 1980.), содержащее приемную камеру лубрикатора, герметизатор кабеля и устройство для принудительного протягивания кабеля при помощи привода, находящегося в герметизированном корпусе (в лубрикаторе), расположенного между герметизатором кабеля и приемной камерой лубрикатора. Перемещение кабеля в этом известном устройстве осуществляется за счет давления эксцентрика вниз на верхний поршень, при вращении рукоятки привода, при котором в начальный момент сначала заклинивается кабель посредством разрезной конусной втулки, после чего верхний поршень, вместе с этой тяговой втулкой и зажатым в ней кабелем, тянет его в скважину, преодолевая суммарную силу, включающую силу выталкивания вверх кабеля, силу трения герметизатора кабеля, силу трения верхнего поршня и стенки герметичного цилиндрического корпуса, силу сжатия возвратной пружины, силу сопротивления жидкости скважины от ее перетекания из полости, где расположена возвратная пружина, в полость расположения эксцентрика, силу, необходимую для расклинивания разрезной конусной втулки, расположенной в нижнем поршне. Возвращение верхнего поршня в исходное верхнее положение происходит под действием возвратной пружины, при котором заклинивается нижняя разрезная конусная втулка, расположенная в нижнем неподвижном поршне, и расклинивается верхняя конусная втулка, которая, проскальзывая по кабелю, занимает верхнее исходное положение.Known device for lowering the cable into the well (SU 899878 class E21B 47/00, 1980), containing a lubricator receiving chamber, a cable seal and a device for forced cable pulling using a drive located in a sealed housing (in a lubricator) located between the seal cable and lubricator receiving chamber. The movement of the cable in this known device is carried out due to the pressure of the eccentric downward on the upper piston, during the rotation of the drive handle, at which, at the initial moment, the cable is first jammed by means of a split cone sleeve, after which the upper piston, together with this traction sleeve and the cable clamped in it, pulls it into the well, overcoming the total force, including the force of pushing up the cable, the friction force of the cable seal, the friction force of the upper piston and the walls of the sealed cylindrical body, the compression force of the return spring, the resistance force of the well fluid from its overflow from the cavity where the return spring is located, into the eccentric cavity, the force required to wedge the split tapered sleeve located in the lower piston. The return of the upper piston to its original upper position occurs under the action of a return spring, in which the lower split cone bushing located in the lower stationary piston wedges, and the upper cone bushing wedges, which, sliding along the cable, takes the upper initial position.
Это устройство обеспечивает исследование скважин при более высоком давлении в их устье благодаря возможности обеспечения в этой конструкции большей площади контакта по поверхности соприкосновения кабеля с тяговой разрезной конусной втулкой в момент ее окончательного заклинивания при работе устройства. Однако существенное увеличение этой площади контакта может быть достигнуто без повреждения кабеля только в случае полного соответствия размеров по профилю и шагу резьбовой поверхности тяговой разрезной конусной втулки и сопрягаемой многозаходной резьбовой поверхности кабеля, образуемой его оплеткой. Причем это увеличение может быть получено только в момент максимального допустимого обжатия кабеля упомянутой втулкой.This device provides exploration of wells at a higher pressure at their wellhead due to the possibility of providing in this structure a larger contact area along the cable contact surface with the traction split cone sleeve at the time of its final jamming during the operation of the device. However, a significant increase in this contact area can be achieved without damage to the cable only if the dimensions along the profile and pitch of the threaded surface of the traction split cone bushing and the mating multi-start threaded surface of the cable formed by its braid are completely matched. Moreover, this increase can be obtained only at the moment of the maximum allowable compression of the cable by the mentioned sleeve.
Основным недостатком этого известного устройства является интенсивный износ кабеля в работе. Это связано, во-первых, трудностью выдержать определенные точные размеры еще при изготовлении, а во-вторых, точность размеров кабеля значительно изменяется в процессе эксплуатации устройства в результате действующих на него нагрузок и постепенной вытяжки. Процесс износа кабеля при движении разрезной тяговой конусной втулки вверх, сопровождаемый смятием и срезом материала будет присутствовать всегда. В частности, даже в идеальном случае, когда размеры кабеля по оплетке номинальные, срез витков оплетки будет происходить из-за изготовления разрезной тяговой конусной втулки из двух половинок. Это связано с тем, что при их встречном движении при обжатии кабеля, направленном к его оси, в контакт с витками оплетки в начале обжатия будут входить только те небольшие участки вершин резьбового профиля тяговой разрезной конусной втулки, которые расположены вблизи плоскости ее разъема.The main disadvantage of this known device is the intense wear of the cable during operation. This is due, firstly, to the difficulty of maintaining certain exact dimensions even during manufacture, and secondly, the accuracy of the cable dimensions changes significantly during the operation of the device as a result of the loads acting on it and gradual drawing. The process of cable wear during the upward movement of the split traction cone bush, accompanied by crushing and shearing of the material, will always be present. In particular, even in the ideal case when the dimensions of the braided cable are nominal, the shearing of the braid turns will occur due to the manufacture of the split traction cone bushing from two halves. This is due to the fact that when they move in the opposite direction during compression of the cable directed to its axis, only those small sections of the tops of the threaded profile of the traction split conical sleeve, which are located near the plane of its connector, will enter into contact with the turns of the braid at the beginning of compression.
Описанные выше факторы существенно снижают надежность и долговечность работы устройства. Кроме того, процесс исследования скважин с применением такого известного устройства довольно трудоемок из-за ручного управления приводом эксцентрика, находящегося на высоте от трех до пяти метров. А при очень высоких устьевых давлениях нахождение людей и производство работ в опасной зоне и не допустимо.The factors described above significantly reduce the reliability and durability of the device. In addition, the well survey process using such a known device is rather laborious due to manual control of the eccentric drive, located at a height of three to five meters. And at very high wellhead pressures, the presence of people and the performance of work in the danger zone is not permissible.
Наиболее близким к предлагаемому по технической сущности и достигаемому результату является устройство для спуска кабеля в скважину (RU 2694453 С1, кл. Е21В 47/01 (2012.01), Е21В 23/14 (2006.01), 27.09.2018). Это известное устройство, выбранное в качестве прототипа, содержит противовыбросовый кабельный превентор, лубрикаторное сигнальное устройство, приемную камеру лубрикатора, устьевой герметизатор кабеля и внутрилубрикаторный механизм протяжки кабеля, расположенной между приемной камерой и камерой герметизатора кабеля. В качестве приводного барабана (ролика), механизма протяжки принудительного спуска кабеля, в этом устройстве, использован верхний ролик системы подвески кабеля, заключенный в герметизированный корпус, имеющий переходы к приемной камере лубрикатора и к камере узла герметизации кабеля, причем обе эти камеры присоединены с одной нижней стороны корпуса и являются одновременно стойками для верхнего ролика, присоединяясь своими нижними концами к устьевой арматуре скважины. В то же время этот ролик дополнительно оснащен захватными элементами, расположенными равномерно по периметру его обода в пазах, выполненных перпендикулярно ручейной кабельной канавке, с целью обеспечения повышения сцепления кабеля с роликом. На ступице ролика, с противоположных ее концов, установлены два диска, свободно вращающиеся соосно с роликом на своих подшипниках. Причем эти диски с роликом связаны муфтами сцепления только одностороннего действия и один из них заторможен определенным постоянно действующим усилием, с целью исключения выброса кабеля из лубрикатора, в конце подъема прибора из скважины, а другой служит звеном присоединения внешнего привода принудительного спуска. Механизм захвата кабеля выполнен из стойкого к истиранию упругого полимерного материала и работает в «щадящем» кабель режиме. Зона контакта ролика с кабелем является постоянно действующим и занимает половину длины окружности ролика, поочередно автоматически подключая и отключая свои захватные элементы.The closest to the proposed technical essence and the achieved result is a device for lowering the cable into the well (RU 2694453 C1, class E21B 47/01 (2012.01), E21B 23/14 (2006.01), 09/27/2018). This known device, selected as a prototype, contains a blowout preventer, a lubricator signaling device, a lubricator receiving chamber, a wellhead cable seal and an intra-lubricator cable pulling mechanism located between the receiving chamber and the cable seal chamber. As a drive drum (roller), a mechanism for pulling a forced lowering of the cable, in this device, an upper roller of the cable suspension system is used, enclosed in a sealed case, which has transitions to the receiving chamber of the lubricator and to the chamber of the cable sealing unit, and both of these chambers are connected to one the lower side of the body and are at the same time the stands for the upper roller, joining with their lower ends to the wellhead equipment. At the same time, this roller is additionally equipped with gripping elements located evenly along the perimeter of its rim in the grooves made perpendicular to the cable groove in order to ensure an increase in the adhesion of the cable to the roller. On the roller hub, from its opposite ends, there are two discs, freely rotating coaxially with the roller on their bearings. Moreover, these discs with a roller are connected by clutch clutches of only one-way action and one of them is inhibited by a certain constant force, in order to prevent the cable from escaping from the lubricator, at the end of lifting the device out of the well, and the other serves as a link for connecting an external drive of forced descent. The cable grip mechanism is made of abrasion-resistant elastic polymer material and operates in a “gentle” mode for the cable. The contact area of the roller with the cable is permanent and occupies half the circumference of the roller, alternately automatically connecting and disconnecting its gripping elements.
Недостатком данного известного устройства является то, что для его применения с геофизическим кабелем «жесткой» конструкции пришлось бы сооружать герметичный корпус огромных размеров, не совместимый с существующими технологиями и устьевым оборудованием.The disadvantage of this known device is that for its use with a geophysical cable of "rigid" design, it would be necessary to build a sealed body of huge dimensions, which is not compatible with existing technologies and wellhead equipment.
Цель изобретения - расширение эксплуатационных возможностей устройства, а именно, надежности и долговечности работы устройства, а также снижение трудоемкости процесса геофизических исследований в скважинах с высоким устьевым давлением, при применении геофизического кабеля «жесткой» конструкции для спуска приборов в скважину и проталкивания на наклонных участках ствола, повышая, при этом, безопасность каждого этапа работ, в том числе и понижая высоту применяемой лубрикаторной установки.The purpose of the invention is to expand the operational capabilities of the device, namely, the reliability and durability of the device, as well as reduce the labor intensity of the process of geophysical research in wells with high wellhead pressure, when using a geophysical cable of a "rigid" design for lowering tools into the well and pushing on inclined sections of the wellbore , while increasing the safety of each stage of work, including lowering the height of the applied lubricator installation.
Поставленная цель достигается тем, что в предлагаемом устройстве, внутрилубрикаторный ролик подвески кабеля выполнен в виде системы малых роликов, расположенных по внутренней огибающей дугообразного корпуса из стальной трубы. Диаметр изгиба выбирается соответствующим диаметру верхнего ролика необходимого для применяемой конструкции «жесткого» геофизического кабеля. Механизм проталкивающего кабель элемента выполнен длинноходовым и расположен в нисходящей ветви лубрикатора, снабжен элементами сцепления с кабелем, причем сцепление происходит в нижнем крайнем положении и сохраняет такое состояние до автоматического отцепления на верхнем крайнем положении хода этого элемента в корпусе. Механизм сцепления выполнен работающим в режиме «щадящем» кабель в пластиковой оплетке, а именно, обжимающим кабель эластичными конусными зажимными элементами, находящимися между жесткими конусными опорами. Движение проталкивающего кабель элемента осуществляется за счет преобразования энергии прокачки продавочной жидкости в поступательное движение поршня составленного из двух супротивно установленных самоуплотняющихся манжет. На концах корпуса проталкивающего кабель элемента выполнены боковые каналы для прокачки продавочной жидкости, а на нижнем конце имеется и дополнительный превентор, приспособленный, своими сухарями, отключать проталкивающий кабель элемент вовремя подъема прибора. Между дугообразным корпусом малых роликов и корпусом проталкивающего кабель элемента расположен тормозящий кабель элемент, имеющий свою поршневую систему, которая управляется от внешнего насоса. Его назначение - удержание кабеля вовремя холостого хода проталкивающего кабель элемента и притормаживание кабеля, при полном подъеме прибора, исключая его выброс из лубрикатора.This goal is achieved by the fact that in the proposed device, the intra-lubricator roller for the cable suspension is made in the form of a system of small rollers located along the inner envelope of the arcuate body made of a steel pipe. The bending diameter is selected corresponding to the diameter of the upper roller required for the applied construction of a "rigid" geophysical cable. The mechanism of the cable pushing element is made long-stroke and is located in the descending branch of the lubricator, is equipped with elements of coupling with the cable, and the coupling occurs in the lower extreme position and maintains this state until automatic disengagement at the upper extreme position of the stroke of this element in the housing. The clutch mechanism is designed to work in the mode of "sparing" the cable in the plastic sheath, namely, by crimping the cable with elastic conical clamping elements located between the rigid conical supports. The movement of the element pushing the cable is carried out by converting the energy of pumping the displacement fluid into the translational movement of the piston composed of two oppositely installed self-sealing cuffs. At the ends of the body of the cable pushing element there are side channels for pumping the displacement fluid, and at the lower end there is also an additional preventer, adapted, with its crackers, to disconnect the cable pushing element during the lifting of the device. Between the arcuate body of the small rollers and the body of the cable pushing element, there is a cable braking element that has its own piston system, which is controlled by an external pump. Its purpose is to hold the cable during the idle run of the cable pushing element and to brake the cable when the device is fully lifted, excluding its ejection from the lubricator.
Достигнутым техническим результатом заявляемого устройства являются обеспечивание исследования скважин геофизическими приборами, при больших давлениях на устье, применением геофизического кабеля «жесткой» конструкции, для подвески приборов и проталкивания их на наклонных участках ствола скважины, не деформируя кабель. Исключение возможных выбросов при подъеме, получение возможности применения лубрикаторной установки минимально возможной высоты и повышение надежности и безопасности выполняемых работ.The achieved technical result of the proposed device is to provide well survey with geophysical instruments, at high pressures at the wellhead, using a geophysical cable of a "rigid" design, for suspending the instruments and pushing them on inclined sections of the wellbore without deforming the cable. Elimination of possible emissions during lifting, obtaining the possibility of using the lubricator installation of the lowest possible height and increasing the reliability and safety of the work performed.
Сопоставительный анализ с прототипом показывает, что заявляемое устройство от известного отличается тем, что применяемый внутрилубрикаторный ролик подвески геофизического кабеля, помещенный в отдельном корпусе, выполнен в виде системы малых роликов, расположенных по внутренней огибающей дугообразного корпуса, из трубы. Диаметр его изгиба соответствует диаметру верхнего ролика, необходимого для применяемой конструкции «жесткого» геофизического кабеля, а механизм проталкивания кабеля выполнен длинноходовым и расположен в нисходящей ветви лубрикатора в отдельном корпусе. Установлен элемент тормозящий кабель, со своей поршневой системой, управляемой от внешнего насоса, который управляет, в свою очередь, конусным обжимающим механизмом. А также имеет магнитоуправляемые электрические контакты, изолированные от сред внутреннего и наружного окружения корпусом из немагнитного материала и находящиеся в электрической цепи управления приводом упомянутого насоса, включая его, после достижения проталкивающего элемента, вместе с зацепленным кабелем, крайнего верхнего положения в своем корпусе, благодаря наличию, на его верхнем конце, постоянного магнита.Comparative analysis with the prototype shows that the claimed device differs from the known one in that the used intra-lubricator roller for the suspension of the geophysical cable, placed in a separate housing, is made in the form of a system of small rollers located along the inner envelope of the arcuate housing, from a pipe. The diameter of its bend corresponds to the diameter of the upper roller required for the applied design of a "rigid" geophysical cable, and the cable pushing mechanism is made with a long stroke and is located in the descending branch of the lubricator in a separate housing. A braking cable element is installed, with its own piston system controlled by an external pump, which, in turn, controls a conical crimping mechanism. And also has magnetically controlled electrical contacts, isolated from the environments of the internal and external environment by a housing of non-magnetic material and located in the electrical control circuit of the drive of the said pump, including it, after reaching the pushing element, together with the hooked cable, the uppermost position in its housing, due to the presence , at its upper end, is a permanent magnet.
Анализ известных технических решений, проведенный по научно-технической и патентной документации, показал, что совокупность существенных признаков заявляемого технического решения не известна из уровня техники, следовательно, оно соответствует условиям патентоспособности изобретения: новизна и изобретательский уровень.The analysis of known technical solutions, carried out on the basis of scientific, technical and patent documentation, showed that the set of essential features of the proposed technical solution is not known from the prior art, therefore, it meets the conditions of patentability of the invention: novelty and inventive step.
Заявляемое техническое решение иллюстрируется чертежами:The claimed technical solution is illustrated by drawings:
фиг. 1 - изображена схема установки заявляемого устройства на устье скважины;fig. 1 - shows a diagram of the installation of the proposed device at the wellhead;
фиг. 2 - изображена часть нисходящей ветви лубрикатора в разрезе;fig. 2 - shows part of the descending branch of the lubricator in section;
фиг. 3 - изображено звено малого ролика;fig. 3 - shows a link of a small roller;
фиг. 4 - изображен вертикальный разрез звена малого ролика;fig. 4 - shows a vertical section of the link of the small roller;
фиг. 5 - изображен узел крепления цепи с малыми роликами в дугообразном корпусе;fig. 5 - shows a chain attachment unit with small rollers in an arcuate body;
фиг. 6 - изображена электрическая схема управления внешними насосами и переключателями потока.fig. 6 is an electrical diagram for controlling external pumps and flow switches.
Устройство для спуска геофизического кабеля «жесткой» конструкции в скважину под большим давлением содержит устьевой фланец 1 скважины, на который установлен кабельный превентор 2, а на его верхнюю часть, при помощи быстроразъемного соединения (далее БРС) 3, установлены лубрикаторное сигнальное устройство 4 и приемная камера 5 лубрикатора. Приемная камера 5 присоединяется к выходному переводнику 6 дугообразного корпуса 7 малых роликов, а к другому, входному, переводнику 8 присоединяется нисходящая ветвь лубрикатора. В эту ветвь входят механизм протяжки кабеля со своим корпусом 9 и устьевой герметизатор кабеля 10. Входной канал устьевого герметизатора кабеля 10 сориентирован с кабельной канавкой нижнего ролика 11, системы подвески кабеля, за счет взаимодействия с кронштейном 12 нижнего ролика 11. Таким образом, геофизический кабель 13, выходя из герметизатора, удерживается нижним роликом 11 и направляется на барабан подъемника. Нижний ролик 11, в свою очередь, прикрепляется к устьевому фланцу 1 посредством регулируемого, по длине, элемента 14 кронштейна 12. Этот кронштейн 12 также связывает в единую конструкцию и корпус сигнального устройства 4 и выходной конец герметизатора кабеля 10, благодаря наличию дополнительных своих элементов. Между дугообразным корпусом 7 системы верхних роликов и корпусом механизма проталкивания кабеля расположен тормозящий кабель элемент, в своем корпусе 15. Он предназначен для удержания геофизического кабеля 13 вовремя обратного хода проталкивающего элемента и от выброса из лубрикатора, вовремя подъема, геофизического кабеля 13.A device for lowering a geophysical cable of a "rigid" structure into a well under high pressure contains a
На нижнем конце корпуса 9 механизма проталкивания кабеля, на его нижнем переходнике 16, выполнен превентор 17 со своими плашками 18 и нижний боковой канал 19 для прокачки продавочной жидкости. А верхний боковой канал 20 выполнен на верхнем конце корпуса 9, на его верхнем переходнике 21. Там же установлены магнитоуправляемые контакты (далее МУК) 22 датчика верхнего положения проталкивающего кабель элемента, в герметичном отсеке и со своим кабельным вводом 23. Верхний переходник 21 выполнен из немагнитного материала. Между этим переходником и входным переводником 8 дугообразного корпуса 7 малых (верхних) роликов расположен тормозящий кабель элемент. Он состоит из цилиндра 24, поршня 25, двух конусных опор 26 и расположенных между ними двух конусных эластичных зажимных элементов 27. Между опорами 26 установлена распорная пружина 28. Цилиндр 24 имеет канал с выходом типа БРС 29 для подключения внешнего масляного насоса (далее МН). Механизм проталкивания кабеля состоит из подвижного блока элементов, который перемещается во внутреннем ограниченном пространстве своего корпуса 9, вверх и вниз, под воздействием прокачиваемой продавочной жидкости через каналы 19 и 20, поочередно. Этот подвижный блок состоит из двух конусных эластичных зажимных элементов 30, установленных между нижним и верхним конусными опорами 31 и 32 соответственно, которые, в свою очередь, подпружинены распорной пружиной 33. К нижней опоре 31, с нижней стороны, прикреплен полый, для свободного пропуска геофизического кабеля, толкатель 34. Толкатель 34 проходит по внутреннему каналу корпуса 35 цангово-шарикового затвора, с возможностью свободного перемещения вдоль его оси. Во внутренней проточке этого корпуса установлена, нанизывающаяся на толкатель 34 цанга 36, а шарики 37, расположены в радиальных каналах корпуса 35, с возможностью свободного перемещения в их пределах. Эти шарики 37, опираясь на элементы цанги 36, испытывают ограничение с внутреннего конца каналов, а с внешней стороны они ограничены внутренней полостью цилиндрического верхнего толкателя 38, охватывающего корпус 35. Продольный ход этого толкателя ограничивается благодаря наличию пазов вдоль цилиндрической поверхности в узле крепления винтом к корпусу 35, с возможностью свободного скольжения по нему. А благодаря наличию пружины 39, толкатель 38 всегда занимает верхнее положение и ограничивает радиальный ход шариков 37 внутренней цилиндрической поверхностью нижнего конца. На цилиндрической поверхности толкателя 38 выполнены радиальные отверстия 40 совпадающие, в определенном положении, с расположением шариков и оказывающие на них управляющее воздействие, т.е. дающее возможность шарам 37, перемещаясь в отверстие 40, освободить толкатель 34 от воздействия цанги 36. Верхний конец корпуса 35 присоединен к верхней опоре 32, посредством цилиндрического стакана 41 и, одновременно, является ограничителем для нижней опоры 31, прижимаемой под воздействием пружины 33. К верхней опоре, через немагнитную подложку 42, прикреплен постоянный кольцевой магнит 43. С нижней стороны корпуса 35 прикреплены цилиндрические держатели 44 самоуплотняющихся манжет 45. По внутреннему каналу этих держателей проходит, имея возможность продольного перемещения, толкатель 34.At the lower end of the
Для осуществления прокачки жидкости, необходимой для работы механизма проталкивания кабеля 13 предусмотрен внешний гидронасос (далее ГН) 46. Вход гидронасоса 46 связан внутренней полостью лубрикатора через отвод 47, а выход имеет возможность подключения к одному из боковых каналов 19 или 20 корпуса 9 механизма проталкивания кабеля, используя соответствующих переключателей 48 и 49 потока, кранов высокого давления 50 и соединительных трубок 51. Благодаря такому «кольцевому» подключению, гидронасос 46 создает только перепад давления, а истинные значения давления в лубрикаторе на работу механизма проталкивания не оказывает существенного влияния и эта работа от давления в лубрикаторе не зависит, если не учесть изменения сил трения и сил выталкивания кабеля. Перепады давления между боковыми каналами 19 и 20 контролируются электроконтактными манометрами (далее ЭКМ) 52, 53 и реле давления(далее РД1, РД2), а их контакты, переключаясь, управляют переключателями потока 48, 49 и гидронасосом 46. Ролик 54 имеет канавку 55 под геофизический кабель 13. Он выполнен, опирающимся через подшипники 56, ось 57 и цилиндрическую опору 58, на внутреннюю поверхность дугообразного корпуса 7. Система из таких роликов, собранная используя звенья 59, в единую цепь и протянутая по внутренней полости дугообразного корпуса 7, образуют кабельную канавку «верхнего» ролика, т.е. заменяют верхний ролик системы подвески геофизического кабеля 13. На концах этой цепи выполнены, опирающиеся на торцы дугообразного корпуса 7, дискообразные элементы - ограничители 60 и они удерживают ролики 54 на своих местах, после закрепления переводниками 6 и 8 при их установке.To carry out the pumping of the liquid necessary for the operation of the
Контакты первичных датчиков ЭКМ1, ЭКМ2, ЭКМ3, КН1, КН2 и МУК от больших токов и высокого напряжения защищены применением промежуточных реле, например, РД1, РД2, РД3, ПР1, ПР2, и ПР3. Силовые элементы, такие как, ГН, МН, переключатели потока (далее ПП1и ПП2) и электроклапан (далее ЭК) могут иметь различные токи и напряжения работы, своих пускателей и это не отразится на автоматической работе электрической схемы управления ими. В качестве реле давления с регулируемым уровнем переключения использованы ЭКМ совместно с промежуточными реле, а в качестве магнитоуправляемого контакта - геркон, например, КЭМ-2.Contacts of primary sensors EKM1, EKM2, EKM3, KN1, KN2 and MUK from high currents and high voltage are protected by using intermediate relays, for example, RD1, RD2, RD3, PR1, PR2, and PR3. Power elements such as GN, MN, flow switches (hereinafter PP1 and PP2) and an electrovalve (hereinafter EC) can have different currents and operating voltages, their own starters and this will not affect the automatic operation of the electrical control circuit for them. EKM together with intermediate relays were used as a pressure switch with an adjustable switching level, and a reed switch, for example, KEM-2, was used as a magnetically controlled contact.
Устройство работает следующим образом:The device works as follows:
На устьевой фланец 1 устанавливают кабельный превентор 2 и приступают к сбору устьевого оборудования на мостках. Предварительно пропустив через проходные каналы геофизический кабель 13, сначала, собирают нисходящую ветвь лубрикатора. Затем, геофизический кабель 13 со своим наконечником, пропускают через дугообразный корпус 7. В этот же корпус протаскивают цепь из малых роликов 54, оставляя геофизический кабель 13 в канавке 55, до тех пор, пока один из дискообразных концевых ограничителей 60 не встанет на свое место, на торце дугообразного корпуса 7. На другом конце цепи с роликами устанавливают второй концевой ограничитель 60 и закрепляют его. Такое положение закрепляют переводниками 6 и 8, установив их на свои места, а затем прикрепляют нисходящую ветвь лубрикатора и его приемную камеру 5. Устанавливают на свои места сигнальное устройство 4 и нижний ролик 11, скрепляя кронштейном 12. Присоединяют к кабелю 13 геофизический прибор и устанавливают его в приемной камере 5 лубрикатора, после тестирования. Собранную таким образом в единую компоновку устьевой лубрикатор, приподнимают и устанавливают на свое место на кабельном превенторе 2, закрепляя быстроразъемным соединением (далее БРС) 3. Нижний ролик 11 дополнительно прикрепляют к устьевому фланцу 1 при помощи кронштейна 12 и его, регулируемого по длине, элемента 14. Открывая соответствующие устьевые запорные элементы скважины, выравнивают внутрилубрикаторное давление до скважинного. После завершения монтажа всех элементов и проведения тестовых испытаний, подключением исследовательской станции, начинают процесс спуска прибора на геофизическом кабеле «жесткой» конструкции. Для начала спуска, нажатием кнопки КН1, включают внешний масляной насос МН тормозящего кабель элемента. При включении кнопки КН1 включается промежуточное реле ПР3 и само блокируется. Его другие контакты включают масляной насос МН и отключают электроклапан (далее ЭК) сброса масла с линии, а создаваемое давление в цилиндре 24 перемещает поршень 25, который давит на жесткие конусные опоры 26, а они, в свою очередь, взаимодействуют с эластичными конусными зажимными элементами 27. Происходит обжим и удержание геофизического кабеля 13. Нажатием кнопки КН2 включают промежуточное реле ПР1. Оно также само блокируясь, включает переключатель потока ПП1 и внешний гидронасос ГН. Подаваемая через верхний боковой канал 20 продавочная жидкость давит на самоуплотняющуюся манжету 45 и толкает подвижный блок проталкивающего кабель элемента вниз, до упора толкателя 34 на нижнем переходнике 16 корпуса 9. При этом, толкатель 34 давит на нижний конус 31, а он на пружину 33 и эластичные зажимные элементы (конуса) 30, которые плотно обжимают кабель 13. В то же время, толкатель 34, проходящий через элементы цанги 36, фиксируется ими, блокируясь от обратного хода в результате заклинивания. Такое состояние удерживается шариками 37, находящимися в радиальных каналах корпуса 35, так как их ход, с другого конца канала, ограничен цилиндрическим стаканом 41. При дальнейшей работе насоса ГН начинает подниматься давление в этом боковом канале 20, при этом, уход жидкости в верхнем направлении по кабелю ограничивается тормозящим кабель элементом. На повышение давления реагирует реле давления, включая контакты промежуточного реле РД1. При этом отключаются промежуточные реле ПР1 и ПР3, а ПР2 включается и само блокируясь, включает переключатель потока ПП2. Поток подается в нижний боковой канал 19. Одновременно включается электроклапан ЭК и масло, с линии цилиндра 24, стравливается обратно в масляной бак. Поршень 25 возвращается в исходное положение и зажимные элементы 27 перестают оказывать тормозящее действие на кабель 13. Начинается продвижение подвижного блока проталкивающего кабель элемента в верхнем направлении совместно с зацепленным кабелем 13. По достижению верхнего крайнего положения, магнит 43 взаимодействуя с магнитоуправляемыми контактами 22, включает промежуточное реле ПР3, включается РД2 и соответственно переключаются промежуточные реле ПР1, ПР2 и переключатели потока ПП1, ПП2. Цилиндрический стакан 41, сжимая пружину 39, перемещается вниз, при этом радиальные отверстия 40 на его цилиндрическом стакан 41, совпадая с торцами радиальных каналов для шариков 37, на корпусе 35, дают возможность шарикам 37 переместиться, в своих каналах, и освободить толкатель 34 от заклиненного состояния с цангой 36. Толкатель 34, перемещаясь относительно кабеля 13, освобождает его от зажатого состояния зажимными элементами 30. Одновременно отключается электроклапан ЭК и включается масляной насос МН. На кабель 13 начинает действовать тормозящий эффект. Поток подается через верхний боковой канал 20, подвижный блок деталей проталкивающего кабель элемента перемещается вниз, т.е. цикл повторяется. Таким образом, включенная кнопками КН1 и КН2 электрическая схема управления начинает работать в автоматическом режиме, переключая поток продавочной жидкости поочередно через боковые каналы 19 и 20 в корпусе 9 проталкивающего кабель элемента. В результате, кабель 13, при каждом ходе подвижных элементов в верхнем направлении, проталкивается в скважину от трех до пяти метров в зависимости от длины трубы корпуса 9. Процесс можно остановить в любой момент выключателем питания, входящим в электрическую цепь S1. Для исключения влияния проталкивающего кабель элемента в процессе исследования скважины, его отключают и механически, закрыв на нижнем переходнике 16 превентор 17. При этом, плашки 18, превентора 17, блокируют, ограничивая проход подвижного блока проталкивающего кабель элемента, до нижнего крайнего положения и толкатель 34 не может воздействовать на зажимные элементы 30 и кабель 13 остается в не зацепленном состоянии.A
В процессе окончательного подъема прибора, при необходимости, можно включить приторможение кабеля отдельно, кнопкой КН1.In the process of the final lifting of the device, if necessary, you can turn on the braking of the cable separately, using the KH1 button.
Применение заявляемого устройства дает возможность исследовать скважины с высокими устьевыми давлениями, используя для подвески и проталкивания прибора на наклонных участках ствола, геофизический кабель «жесткой» конструкции на исследовательских станциях стандартной комплектации с применением существующего оборудования и технологий.The use of the proposed device makes it possible to investigate wells with high wellhead pressures, using a geophysical cable of "rigid" design at research stations of standard configuration using existing equipment and technologies for suspending and pushing the tool on inclined sections of the wellbore.
Заявляемое техническое решение позволяет расширить функциональные возможности устройства, а именно, надежности и долговечности его работы, а также снижение трудоемкости процесса геофизических исследований в скважинах с высоким устьевым давлением, при применении геофизического кабеля «жесткой» конструкции для спуска приборов в скважину и проталкивания на наклонных участках ствола, повышая, при этом, безопасность каждого этапа работ, в том числе и понижая высоту применяемой лубрикаторной установки.The claimed technical solution makes it possible to expand the functionality of the device, namely, the reliability and durability of its operation, as well as reduce the labor intensity of the process of geophysical research in wells with high wellhead pressure, when using a geophysical cable of "rigid" design for lowering the tools into the well and pushing in inclined sections barrel, while increasing the safety of each stage of work, including lowering the height of the applied lubricator unit.
Заявляемое техническое решение соответствует требованию промышленной применимости и возможно для реализации на стандартном технологическом оборудовании и с использованием современных материалов.The claimed technical solution meets the requirement of industrial applicability and is possible for implementation on standard technological equipment and using modern materials.
Claims (10)
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2020123772A RU2736743C1 (en) | 2020-07-17 | 2020-07-17 | Device for lowering of geophysical cable of "rigid" structure to well under high pressure |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2020123772A RU2736743C1 (en) | 2020-07-17 | 2020-07-17 | Device for lowering of geophysical cable of "rigid" structure to well under high pressure |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2736743C1 true RU2736743C1 (en) | 2020-11-19 |
Family
ID=73460803
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2020123772A RU2736743C1 (en) | 2020-07-17 | 2020-07-17 | Device for lowering of geophysical cable of "rigid" structure to well under high pressure |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2736743C1 (en) |
Cited By (1)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2775850C1 (en) * | 2021-11-11 | 2022-07-11 | Андрей Владимирович Андриянов | Device for fixing the cable of deep equipment on a downhole lubricator |
Citations (6)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US3363880A (en) * | 1966-11-14 | 1968-01-16 | Schiumberger Technology Corp | Cable-feeding apparatus |
| SU562643A1 (en) * | 1975-10-30 | 1977-06-25 | Татарский научно-исследовательский и проектно-конструкторский институт нефтяного машиностроения | The device for the descent of the cable from the well under pressure |
| SU899878A1 (en) * | 1980-03-13 | 1982-01-23 | Всесоюзный Нефтегазовый Научно-Исследовательский Институт (Внии) | Device for running cable into well |
| SU1126688A1 (en) * | 1983-07-13 | 1984-11-30 | Северо-Кавказский Государственный Научно-Исследовательский И Проектный Институт Нефтяной Промышленности | Device for lowering instruments into well at high well head pressure |
| US5662312A (en) * | 1994-09-13 | 1997-09-02 | Schlumberger Technology Corporation | Pressurized sheave mechanism for high pressure wireline service |
| RU2694453C1 (en) * | 2018-09-27 | 2019-07-15 | Общество с Ограниченной Ответственностью "ТНГ-Групп" | Device for lowering cable into well |
-
2020
- 2020-07-17 RU RU2020123772A patent/RU2736743C1/en active
Patent Citations (6)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US3363880A (en) * | 1966-11-14 | 1968-01-16 | Schiumberger Technology Corp | Cable-feeding apparatus |
| SU562643A1 (en) * | 1975-10-30 | 1977-06-25 | Татарский научно-исследовательский и проектно-конструкторский институт нефтяного машиностроения | The device for the descent of the cable from the well under pressure |
| SU899878A1 (en) * | 1980-03-13 | 1982-01-23 | Всесоюзный Нефтегазовый Научно-Исследовательский Институт (Внии) | Device for running cable into well |
| SU1126688A1 (en) * | 1983-07-13 | 1984-11-30 | Северо-Кавказский Государственный Научно-Исследовательский И Проектный Институт Нефтяной Промышленности | Device for lowering instruments into well at high well head pressure |
| US5662312A (en) * | 1994-09-13 | 1997-09-02 | Schlumberger Technology Corporation | Pressurized sheave mechanism for high pressure wireline service |
| RU2694453C1 (en) * | 2018-09-27 | 2019-07-15 | Общество с Ограниченной Ответственностью "ТНГ-Групп" | Device for lowering cable into well |
Cited By (5)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2775850C1 (en) * | 2021-11-11 | 2022-07-11 | Андрей Владимирович Андриянов | Device for fixing the cable of deep equipment on a downhole lubricator |
| RU2814136C1 (en) * | 2023-08-02 | 2024-02-22 | Общество с ограниченной ответственностью "ТНГ-АлГИС" | Method for geophysical survey of horizontal wells with inclined wellhead |
| RU2814405C1 (en) * | 2023-08-03 | 2024-02-28 | Общество с ограниченной ответственностью "ТНГ-АлГИС" | Wellhead lubricator rotary assembly |
| RU2814401C1 (en) * | 2023-08-03 | 2024-02-28 | Общество с ограниченной ответственностью "ТНГ-АлГИС" | Wellhead system of geophysical cable suspension rollers at survey of wells with inclined mouth |
| RU2814407C1 (en) * | 2023-09-21 | 2024-02-28 | Общество с ограниченной ответственностью "ТНГ-АлГИС" | Rotary-labyrinth flow switch for pushing geophysical instruments into wellbore |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| US9080412B2 (en) | Gradational insertion of an artificial lift system into a live wellbore | |
| US4576254A (en) | Hydraulically actuated slip assembly | |
| EP0477452B1 (en) | Downhole force generator | |
| US4460039A (en) | Wellhead valve removal and installation tool | |
| US20140102721A1 (en) | Cable injector for deploying artificial lift system | |
| US6695064B2 (en) | Slip spool and method of using same | |
| RU2694453C1 (en) | Device for lowering cable into well | |
| CN110966472A (en) | Underwater hose safety separation device | |
| US4480697A (en) | Method and apparatus for converting an oil well to a well with effluent raising by gas-lift | |
| CN112412396B (en) | Downhole safety valve | |
| CN116927675B (en) | Blowout prevention connector with pressure release mechanism for oil pump | |
| US5873411A (en) | Double acting reciprocating piston pump | |
| US6948565B2 (en) | Slip spool and method of using same | |
| RU2736743C1 (en) | Device for lowering of geophysical cable of "rigid" structure to well under high pressure | |
| AU2017401570B2 (en) | Steel wire rope suspension device, control method and multi-rope friction lifting system | |
| US3416767A (en) | Blowout preventer | |
| CN113479782B (en) | Overweight protection assembly pulley of hoist and mount | |
| CN202745769U (en) | Under-pressure tripping-in device of continuous tube overlong drilling tool | |
| RU164217U1 (en) | PACKER WITH CABLE INPUT | |
| RU96910U1 (en) | PACKER SUSPENSION | |
| US20090101359A1 (en) | High Pressure Wireline Top-Entry Packoff Apparatus and Method | |
| US10968715B2 (en) | Systems for sealing pressure control equipment | |
| CN109667556B (en) | Hydraulic setting tool and pressure balance upper joint thereof | |
| US6179094B1 (en) | Hydraulic elevator with plunger brakes | |
| RU2352762C1 (en) | Released bidirectional packer on cable |