RU2766980C1 - Device for suspension and cementing of liner in well with preliminary disconnection from transport string - Google Patents
Device for suspension and cementing of liner in well with preliminary disconnection from transport string Download PDFInfo
- Publication number
- RU2766980C1 RU2766980C1 RU2021105361A RU2021105361A RU2766980C1 RU 2766980 C1 RU2766980 C1 RU 2766980C1 RU 2021105361 A RU2021105361 A RU 2021105361A RU 2021105361 A RU2021105361 A RU 2021105361A RU 2766980 C1 RU2766980 C1 RU 2766980C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- cementing
- anchor
- liner
- hollow rod
- suspension
- Prior art date
Links
- 239000000725 suspension Substances 0.000 title claims abstract description 31
- 238000007789 sealing Methods 0.000 claims abstract description 20
- 238000004891 communication Methods 0.000 claims abstract description 14
- 230000008878 coupling Effects 0.000 claims description 6
- 238000010168 coupling process Methods 0.000 claims description 6
- 238000005859 coupling reaction Methods 0.000 claims description 6
- OKTJSMMVPCPJKN-UHFFFAOYSA-N Carbon Chemical compound [C] OKTJSMMVPCPJKN-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims 1
- 239000006231 channel black Substances 0.000 claims 1
- 230000013011 mating Effects 0.000 abstract description 5
- 230000000694 effects Effects 0.000 abstract description 4
- 238000010276 construction Methods 0.000 abstract description 3
- 239000000126 substance Substances 0.000 abstract 1
- 239000004568 cement Substances 0.000 description 8
- 238000005266 casting Methods 0.000 description 5
- 230000004913 activation Effects 0.000 description 4
- 238000011010 flushing procedure Methods 0.000 description 4
- 230000009471 action Effects 0.000 description 3
- 230000003213 activating effect Effects 0.000 description 3
- 238000004140 cleaning Methods 0.000 description 3
- 238000005553 drilling Methods 0.000 description 3
- 238000000034 method Methods 0.000 description 3
- 238000000926 separation method Methods 0.000 description 3
- 239000002002 slurry Substances 0.000 description 3
- 230000000903 blocking effect Effects 0.000 description 2
- 230000008569 process Effects 0.000 description 2
- 244000273618 Sphenoclea zeylanica Species 0.000 description 1
- 238000004873 anchoring Methods 0.000 description 1
- 238000005452 bending Methods 0.000 description 1
- 239000011083 cement mortar Substances 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
- 238000002347 injection Methods 0.000 description 1
- 239000007924 injection Substances 0.000 description 1
- 230000003993 interaction Effects 0.000 description 1
- 239000000463 material Substances 0.000 description 1
- 210000002445 nipple Anatomy 0.000 description 1
- 230000008092 positive effect Effects 0.000 description 1
- 238000005086 pumping Methods 0.000 description 1
- 239000011150 reinforced concrete Substances 0.000 description 1
- 230000000284 resting effect Effects 0.000 description 1
- 238000005406 washing Methods 0.000 description 1
- 239000002699 waste material Substances 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
- E21B33/00—Sealing or packing boreholes or wells
- E21B33/10—Sealing or packing boreholes or wells in the borehole
- E21B33/13—Methods or devices for cementing, for plugging holes, crevices or the like
Landscapes
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Geology (AREA)
- Mining & Mineral Resources (AREA)
- Physics & Mathematics (AREA)
- Environmental & Geological Engineering (AREA)
- Fluid Mechanics (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Geochemistry & Mineralogy (AREA)
- Piles And Underground Anchors (AREA)
Abstract
Description
Изобретение относится к области строительства нефтяных и газовых скважин, а именно к устройствам для спуска, подвески и цементирования потайных колонн и хвостовиков.The invention relates to the construction of oil and gas wells, and in particular to devices for lowering, hanging and cementing hidden columns and liners.
Общеизвестно, что при цементировании хвостовиков возможно возникновение аварий ввиду отсутствия возможности отсоединения транспортной колонны от хвостовика, когда уже закачан цементный раствор, который через определенное время начинает затвердевать и после затвердевания не позволяет производить какие-либо работы, связанные с ликвидацией аварии в скважине. Такие аварии называют «железобетон в скважине». Невозможность разъединения транспортной колонны и хвостовика бывает по разным причинам: перекос левого резьбового соединения вследствие изгиба ствола скважины и заклинивание (соединения), отказ в работе разъединительного узла, недостаточный крутящий момент ротора буровой при отвороте по левому резьбовому соединению и др.It is well known that when cementing liners, accidents may occur due to the inability to disconnect the transport string from the liner when the cement slurry is already pumped, which after a certain time begins to harden and after hardening does not allow any work related to the elimination of the accident in the well. Such accidents are called "reinforced concrete in the well." The impossibility of separating the transport string and the liner happens for various reasons: skew of the left threaded connection due to bending of the wellbore and jamming (connection), failure of the disconnect unit, insufficient torque of the drilling rotor when turning off the left threaded connection, etc.
Известно устройство для установки и герметизации хвостовика обсадной колонны в скважине (патент RU2377391, МПК Е21В 33/14, опубл. 27.12.2009 г.), включающее полый корпус, перфорированный патрубок и хвостовик, соединенные между собой посредством муфт. Полый корпус соединен с разъединителем, который связан с транспортной колонной с установленной в ней продавочной пробкой. Разъединитель сверху оснащен стаканом, имеющим возможность герметичного взаимодействия с внутренними стенками полого корпуса, а снизу снабжен полым патрубком и телескопически установленным в него снизу полым штоком с отверстиями. Полый шток имеет возможность взаимодействия с обратным клапаном в рабочем положении. В верхней части полого корпуса установлены пакер и якорь.A device for installing and sealing a casing liner in a well is known (patent RU2377391, IPC E21B 33/14, publ. 12/27/2009), including a hollow body, a perforated pipe and a liner connected to each other by means of couplings. The hollow body is connected to a disconnector, which is connected to the transport column with a squeezing plug installed in it. The disconnector is equipped with a cup at the top, having the possibility of hermetic interaction with the inner walls of the hollow body, and at the bottom it is equipped with a hollow branch pipe and a hollow rod with holes telescopically installed into it from below. The hollow stem has the ability to interact with the check valve in the working position. A packer and an anchor are installed in the upper part of the hollow body.
Недостатком аналога является то, что указанное устройство для установки и герметизации хвостовика предполагает спуск и установку хвостовика в обсадной колонне без цементирования, а в случае необходимости цементирования хвостовика устройство не обеспечивает качественного проведения работ из-за невозможности применения разделительных цементировочных пробок.The disadvantage of analogue is that the specified device for installing and sealing the liner involves running and installing the liner in the casing string without cementing, and if it is necessary to cement the liner, the device does not provide high-quality work due to the impossibility of using separating cementing plugs.
Известен узел заливочный для цементирования дополнительных колонн (патент RU174927, МПК Е21В 33/05, опубл. 15.11.2017 г.), позволяющий производить механическое отсоединение верхней части узла заливочного от дополнительной колонны до начала цементирования с сохранением герметичности. Узел состоит из двух частей - нижней и верхней, содержит обратный клапан, заливочную и очистительную пробку, изготовленные из легкоразбуриваемых материалов. Нижняя часть присоединена к нижнему концу дополнительной колонны и включает в себя упор-башмак, в котором выполнены заливочные отверстия, и обратный клапан, соединенный с упором-башмаком патрубком. При этом разбуриваемые детали жестко закреплены относительно корпуса оборудования и защищены от проворота, что сокращает время разбуривания. Обратный клапан содержит фиксатор очистительной пробки, которая после фиксации, совместно с обратным клапаном, выполняет роль стоп-кольца. Верхняя часть узла заливочного в свою очередь состоит из наружной части, присоединенной посредством муфты к верхнему концу дополнительной колонны и содержащей полированную втулку с лево-правым переводником и адаптером, и внутренней части. Внутренняя часть включает в себя очистительную пробку с набором манжет и шевронов, фиксатором для фиксации в ней заливочной пробки и наконечником с замком, срезную муфту со срезными штифтами и ниппель с уплотнительными элементами, присоединенный посредством муфты и патрубка к ответному лево-правому переводнику, что позволяет производить механическое отсоединение верхней части узла заливочного от дополнительной колонны до начала цементирования с сохранением герметичности и снижает риск аварий при больших углах наклона скважин, когда затруднен отворот.Known site casting for cementing additional columns (patent RU174927, IPC
Недостатком аналога является то, что механическое отсоединение заливочного узла от колонны производится с упором башмака колонны на забой путем отворота внутренней части заливочного узла от наружной части. Данный прием цементирования колонны с разгрузкой веса колонны на забой является технологическим нарушением, так как отсутствует фиксация колонны от возможного перемещения, что отрицательно влияет на качество цементирования.The disadvantage of the analogue is that the mechanical disconnection of the casting unit from the column is carried out with the column shoe resting on the bottom by turning the inside of the filling unit from the outside. This method of cementing the string with unloading the weight of the string to the bottomhole is a technological violation, since there is no fixation of the string from possible movement, which negatively affects the quality of cementing.
Известно устройство для спуска подвески и цементирования колонны хвостовика в скважине (патент RU2441140, МПК Е21В 43/10, опубл. 10.06.2011 г.), включающее узел разъединения подвески хвостовика, состоящий из разъединительного переводника с замковой резьбой под бурильные трубы и соединенный с направляющей воронкой якорно-пакерного узла, имеющего гидравлический привод, и во внутренней полости которого установлен полый шток с радиальными отверстиями, образующий с корпусом якорно-пакерного узла кольцевую полость. Разъединительный переводник оснащен левой соединительной (трапецеидальной) резьбой для соединения с направляющей воронкой, при этом якорный и пакерный узлы совмещены и состоят из профильной трубы, которая установлена между верхним и нижним концевыми переводниками, причем нижняя часть кольцевой полости устройства загерметизирована уплотнительными манжетами, а в ее верхней части установлен плунжер, зафиксированный срезными элементами и перекрывающий канал сообщения между гидрокамерой, сообщенной с внутренней полостью полого штока и внутренним пространством профильной трубы, при этом крепление верхнего конца полого штока выполнено шарнирно-подвижным посредством установки верхней подвесной муфты с полусферической поверхностью в ответную поверхность разъединительного переводника, а на противоположном конце полого штока установлен узел фиксации подвесной цементировочной пробки, включающий нижнюю муфту с закрепленной на ней посредством срезных винтов подвесной цементировочной пробкой, причем узел фиксации пробки входит во внутреннюю полость патрубка хвостовика, который с верхней стороны соединен с нижним концевым переводником, а с нижней - с хвостовиком. Принято за прототип.A device for lowering the hanger and cementing the liner string in the well is known (patent RU2441140, IPC E21B 43/10, publ. a funnel of the anchor-packer unit having a hydraulic drive, and in the inner cavity of which a hollow rod with radial holes is installed, forming an annular cavity with the body of the anchor-packer unit. The disconnect sub is equipped with a left connecting (trapezoidal) thread for connection with the guide funnel, while the anchor and packer units are combined and consist of a shaped pipe, which is installed between the upper and lower end subs, and the lower part of the annular cavity of the device is sealed with sealing collars, and in its the upper part is equipped with a plunger fixed by shear elements and blocking the communication channel between the hydraulic chamber communicated with the internal cavity of the hollow rod and the internal space of the shaped pipe, while the upper end of the hollow rod is fastened pivotally movable by installing the upper suspension coupling with a hemispherical surface in the mating surface of the disconnect sub, and at the opposite end of the hollow rod there is a fixation unit for a suspended cementing plug, including a lower sleeve with a suspended cementing plug fixed to it by means of shear screws, and the plug fixation unit enters the inner cavity of the liner branch pipe, which is connected to the lower end sub from the upper side, and to the liner from the lower side. Taken as a prototype.
Недостатком являются ограниченные функциональные возможности, что не позволяет предупредить возможные осложнения при цементировании хвостовика, например, при возникновении проблем с разъединением, когда цемент уже закачан в скважину, и существует опасность создания аварийной ситуации (затвердевание цемента и оставление его в колонне).The disadvantage is the limited functionality, which does not allow to prevent possible complications when cementing the liner, for example, if there are problems with separation, when the cement is already pumped into the well, and there is a danger of creating an emergency situation (hardening of the cement and leaving it in the string).
Технической проблемой, решаемой изобретением, является расширение функциональных возможностей устройства с обеспечением безаварийного проведения работ при цементировании хвостовиков.The technical problem solved by the invention is the expansion of the functionality of the device to ensure trouble-free work when cementing liners.
Технический результат - предварительное (до начала цементирования) отсоединение хвостовика от транспортной колонны без потери гидравлического сообщения с ним.EFFECT: preliminary (before cementing) disconnection of the liner from the transport string without loss of hydraulic communication with it.
Проблема решается, а технический результат достигается устройством для спуска подвески и цементирования хвостовика в скважине, включающим узел разъединения подвески хвостовика, содержащий разъединительный переводник с замковой резьбой для соединения с транспортной колонной в верхней части и наружную левую трапецеидальную резьбу для соединения с корпусом устройства снизу, якорно-пакерный узел, состоящий из якоря и пакера, установленных в полом корпусе устройства, в котором также установлен полый шток с радиальными отверстиями, при этом якорно-пакерный узел и полый шток образуют между собой внутреннюю кольцевую полость устройства, с которой якорно-пакерный узел имеет гидравлический канал сообщения, кроме того, устройство содержит узел подвески цементировочной пробки, включающий подвесную цементировочную пробку, зафиксированную посредством срезных винтов в нижней части полого штока, нижний конец которого свободно подвешен, а верхний конец закреплен внутри разъединительного переводника, причем полый шток имеет гидравлический канал сообщения через радиальные отверстия с внутренней кольцевой полостью устройства, которая гидравлически изолирована сверху и снизу уплотнительными манжетами. В отличие от прототипа узел подвески цементировочной пробки дополнительно содержит посадочную втулку под шар, выполненную с наружными продольными выступами, сопряженными с ответными внутренними пазами подвесной цементировочной пробки, причем посадочная втулка и подвесная цементировочная пробка закреплены на муфте полого штока независимо друг от друга.The problem is solved, and the technical result is achieved by a device for lowering the hanger and cementing the liner in the well, including a liner hanger disconnect unit, containing a disconnect sub with a locking thread for connecting to the transport string in the upper part and an external left trapezoidal thread for connecting to the device body from below, anchor - a packer assembly consisting of an anchor and a packer installed in the hollow body of the device, in which a hollow rod with radial holes is also installed, while the anchor-packer assembly and the hollow rod form between themselves an internal annular cavity of the device, with which the anchor-packer assembly has the hydraulic communication channel, in addition, the device contains a cementing plug suspension unit, including a suspended cementing plug fixed by means of shear screws in the lower part of the hollow rod, the lower end of which is freely suspended, and the upper end is fixed inside the disconnect sub, Why the hollow rod has a hydraulic channel of communication through the radial holes with the internal annular cavity of the device, which is hydraulically isolated from above and below by sealing collars. In contrast to the prototype, the suspension plug of the cementing plug additionally contains a landing sleeve for the ball, made with outer longitudinal protrusions associated with the mating internal grooves of the suspended cementing plug, and the landing sleeve and the suspended cementing plug are fixed on the hollow rod coupling independently of each other.
В частных случаях осуществления в нижней части колонны хвостовика установлена корзина-ловитель для посадочной втулки с шаром, а полый шток выполнен из насосно-компрессорной трубы (НКТ).In particular cases, a catcher basket for a landing sleeve with a ball is installed in the lower part of the liner string, and the hollow rod is made of tubing (tubing).
Технический результат достигается применением заявляемого устройства, которое позволяет исключить риски возникновения аварийной ситуации при цементировании и оставления цемента в скважине ввиду следующего.The technical result is achieved by using the proposed device, which eliminates the risks of an emergency during cementing and leaving cement in the well due to the following.
После спуска хвостовика до плановой глубины предварительно (до начала цементирования) производится заякоривание подвески хвостовика в обсадной колонне, отсоединение транспортной колонны от хвостовика и приподъем транспортной колонны совместно с полым штоком примерно на 0,5-1,0 м (с сохранением гидравлического сообщения), после чего производится цементирование хвостовика. При этом форма колонны хвостовика остается относительно прямолинейной, а ее ось близка к оси скважины - тем самым обеспечивается необходимый зазор между стенкой скважины и хвостовика, что положительно сказывается на качестве цементирования скважины. Это обеспечивается благодаря предварительному, до начала цементирования подвешиванию колонны хвостовика на якоре и разъединению транспортной колонны от хвостовика. After lowering the liner to the planned depth, preliminary (before cementing) the liner hanger is anchored in the casing string, the transport string is disconnected from the liner and the transport string together with the hollow rod is raised by approximately 0.5-1.0 m (while maintaining hydraulic communication), after which the liner is cemented. At the same time, the shape of the liner string remains relatively straight, and its axis is close to the axis of the well - thereby providing the necessary clearance between the wall of the well and the liner, which has a positive effect on the quality of well cementing. This is ensured by preliminary, prior to cementing, hanging the liner string at anchor and separating the transport string from the liner.
Разъединение транспортной колонны (колонны бурильных труб) от хвостовика осуществляется заранее, до начала цементирования, посредством предварительной активации якоря путем сброса запорного шара внутрь бурильных труб (транспортной колонны), его посадки в посадочную втулку и создания избыточного внутреннего давления. После чего производится разгрузка транспортной колонны до величины собственного веса и разъединение транспортной колонны от подвески хвостовика. Наличие полого штока с уплотнительными манжетами дает возможность приподъема полого штока вверх (на 0,5-1 м) после разъединения транспортной колонны от подвески хвостовика, без выхода из зацепления с корпусом устройства, при этом сохраняя гидравлический канал сообщения между ними. Гидравлический канал сообщения является обязательным условием для проведения цементировочных работ, т.к. работы проводятся в условиях значительных гидравлических давлений (до 250 кгс/см2). Негерметичность канала сообщения приводит к нарушению процесса цементирования и авариям. Disconnection of the transport string (drill pipe string) from the liner is carried out in advance, prior to cementing, by pre-activating the anchor by dropping the shut-off ball into the drill pipe (transport string), fitting it into the landing sleeve and creating excess internal pressure. After that, the transport string is unloaded to its own weight and the transport string is separated from the liner hanger. The presence of a hollow rod with sealing cuffs makes it possible to lift the hollow rod up (by 0.5-1 m) after disconnecting the transport string from the liner hanger, without disengaging from the device body, while maintaining the hydraulic communication channel between them. The hydraulic communication channel is a prerequisite for cementing work, because. work is carried out under conditions of significant hydraulic pressure (up to 250 kgf/cm 2 ). Leakage of the communication channel leads to disruption of the cementing process and accidents.
Сущность изобретения поясняется чертежами, где показано заявляемое устройство:The essence of the invention is illustrated by drawings, which shows the claimed device:
Фиг. 1 - устройство в транспортном положении в скважине, общий вид (продольный разрез); Fig. 1 - device in the transport position in the well, general view (longitudinal section);
Фиг. 2 - узел подвески цементировочной пробки(продольный разрез в области срезных винтов посадочной втулки);Fig. 2 - cementing plug suspension unit (longitudinal section in the area of shear screws of the landing sleeve);
Фиг. 3 - узел подвески цементировочной пробки (поперечный разрез в области срезных винтов посадочной втулки);Fig. 3 - cementing plug suspension unit (cross section in the area of the shear screws of the landing sleeve);
Фиг. 4 - устройство после активации якоря и разъединения от транспортной колонны, общий вид (продольный разрез);Fig. 4 - device after activation of the anchor and separation from the transport column, general view (longitudinal section);
Фиг. 5 - узел подвески цементировочной пробки (продольный разрез в области срезных винтов подвесной пробки);Fig. 5 - cementing plug suspension unit (longitudinal section in the area of shear screws of the suspension plug);
Фиг. 6 - узел подвески цементировочной пробки (поперечный разрез в области срезных винтов подвесной пробки);Fig. 6 - cementing plug suspension unit (cross section in the area of shear screws of the suspension plug);
Фиг. 7 - устройство после активации (якоря, пакера), общий вид, продольный разрез;Fig. 7 - device after activation (anchor, packer), general view, longitudinal section;
Фиг. 8 - вид якоря после активации (плашки якоря выдвинуты);Fig. 8 - view of the anchor after activation (anchor rams extended);
Фиг. 9 - вид пакера в активированном положении (уплотнительный элемент раскрыт);Fig. 9 - view of the packer in the activated position (the sealing element is opened);
Фиг. 10 - общий вид нижней части устройства в скважине после окончания цементирования.Fig. 10 is a general view of the lower part of the device in the well after completion of cementing.
На фигурах показано:The figures show:
1 - бурильная труба;1 - drill pipe;
2 - разъединительный переводник;2 - disconnect sub;
3 - направляющая воронка хвостовика;3 - guide funnel of the shank;
4 - полый шток (насосно-компрессорная труба - НКТ);4 - hollow rod (tubing - tubing);
5 - пакер заколонный;5 - casing packer;
6 - уплотнительный элемент пакера;6 - sealing element of the packer;
7 - верхняя уплотнительная манжета;7 - upper sealing cuff;
8 - поршень пакера;8 - packer piston;
9 - отверстие гидрокамеры пакера;9 - opening of the packer's hydraulic chamber;
10 - внутренняя кольцевая полость устройства;10 - internal annular cavity of the device;
11 - якорь заколонный;11 - anchor annular;
12 - плашки якоря;12 - anchor dies;
13 - поршень якоря;13 - anchor piston;
14 - срезные винты якоря;14 - anchor shear screws;
15 - отверстие гидрокамеры якоря;15 - opening of the hydrochamber of the anchor;
16 - радиальные отверстия полого штока;16 - radial holes of the hollow rod;
17 - кожух узла подвески цементировочных пробок;17 - casing of the suspension unit for cementing plugs;
18 - нижняя уплотнительная манжета;18 - lower sealing cuff;
19 - посадочная втулка под шар;19 - landing sleeve for the ball;
20 - бросовый шар;20 - waste ball;
21 - пробка подвесная цементировочная;21 - suspended cementing plug;
22 - хвостовик;22 - shank;
23 - обсадная колонна;23 - casing string;
24 - муфта полого штока;24 - hollow rod coupling;
25 - срезной винт посадочной втулки;25 - shear screw of the landing sleeve;
26 - срезной винт подвесной пробки;26 - shear screw of the suspension plug;
27 - глухая цементировочная пробка;27 - blind cementing plug;
28 - башмак хвостовика;28 - shank shoe;
29 - отверстия цементировочные;29 - cementing holes;
30 - обратный клапан хвостовика;30 - liner check valve;
31 - корзина-ловитель;31 - catcher basket;
32 - «стоп»-кольцо;32 - "stop" ring;
33 - цемент заколонный.33 - casing cement.
Предлагаемое устройство состоит из трех функциональных узлов (фиг. 1):The proposed device consists of three functional units (Fig. 1):
I - узел разъединения подвески хвостовика (от транспортной колонны);I - liner suspension disconnect unit (from the transport string);
II - узел якорно-пакерный;II - anchor-packer unit;
III - узел подвески цементировочной пробки.III - cementing plug suspension unit.
Узел разъединения подвески хвостовика предназначен для разъединения хвостовика от транспортной колонны, состоящей из бурильных труб 1. Узел состоит из разъединительного переводника 2, содержащего в верхней части замковую резьбу под бурильные трубы 1 и наружную левую трапецеидальную резьбу для соединения с направляющей воронкой 3 хвостовика в нижней части. Полый шток 4 может быть выполнен из трубы НКТ, установлен внутри устройства, содержащего пакер 5, якорь 11, и образует с ними кольцевую полость 10, изолированную посредством уплотнительных манжет верхней 7, и нижней 18, и имеет гидравлический канал сообщения с полостью устройства через радиальные отверстия 16. Верхний конец полого штока 4 герметично закреплен внутри разъединительного переводника 2, а нижний конец свободно подвешен и содержит элементы узла подвески цементировочной пробки - посадочную втулку 19 и подвесную цементировочную пробку 21, закрепленные на нем посредством срезных винтов.The liner hanger disconnect unit is designed to disconnect the liner from the transport string, consisting of
Узел якорно-пакерный (для фиксации хвостовика и герметизации межтрубного пространства) состоит из пакера заколонного 5 для герметизации межтрубного пространства хвостовика 22 и обсадной колонны 23, и якоря 11 для фиксации колонны хвостовика 22 в обсадной колонне 23. Пакер 5 и якорь 11 имеют гидравлическое сообщение с полостью 10 устройства через отверстия 9 гидрокамеры пакера и отверстия 15 якоря, а якорь и пакер содержат цилиндрические поршни 8 и 13 соответственно, размещенные в кольцевой полости (гидрокамере) пакера 5 и якоря 11. Цилиндрические поршни 8 и 13 имеют конусное окончание для расклинивающего воздействия на уплотнительный элемент 6 пакера и плашки 12 якоря и их перемещения в радиальном направлении (выдвижения) при перемещении поршней 8 и 13 в процессе активации пакера 5 и якоря 11.Anchor-packer assembly (for fixing the liner and sealing the annulus) consists of an
Узел подвески цементировочной пробки состоит из посадочной втулки 19 под бросовый шар 20 и подвесной цементировочной пробки 21. Посадочная втулка 19 и бросовый шар 20 предназначены для активации якоря 11, а подвесная цементировочная пробка 21 совместно с глухой пробкой 27 для разделения цементного раствора от буферной жидкости в процессе цементирования хвостовика 22 и активации пакера 5. Посадочная втулка 19 выполнена с наружными продольными выступами, а подвесная цементировочная пробка 21 - с ответными внутренними пазами, и они закреплены на муфте 24 полого штока 4 посредством срезных винтов 25, 26 (фиг. 2 и 5).The cementing plug suspension assembly consists of a
Устройство работает следующим образом.The device works as follows.
Производят сборку компоновку низа колонны хвостовика 22 с технологической оснасткой в следующей последовательности: башмак 28 хвостовика, патрубок хвостовика с боковыми цементировочными отверстиями 29, обратный клапан 30, корзина-ловитель 31, «стоп»-кольцо 32, и спускают хвостовик 22 в скважину длиной, определенной планом работ. Далее, на последнюю трубу колонны хвостовика устанавливают заявляемое устройство подвески хвостовика, на которую наворачивают бурильную трубу 1 (фиг. 1) транспортной колонны, и продолжают спуск хвостовика 22 на бурильных трубах до проектной глубины с промежуточными промывками. По окончании спуска хвостовика 22 скважину промывают и фиксируют хвостовик 22 в обсадной колонне 23 путем активации якоря 11 (заякоривание). Для этого внутрь верхней трубы транспортной колонны бросают шар 20, который, падая, проходит через всю транспортную колонну, попадает в полый шток 4 устройства, садится в седло посадочной втулки 19 и перекрывает центральное промывочное отверстие узла подвески цементировочной пробки 21. Производится подача промывочной жидкости путем включения бурового насоса и создается избыточное внутритрубное давление (40-50 кгс/см2), которое через радиальные отверстия 16 полого штока 4, передается в кольцевую полость 10 устройства и через рабочее отверстие 15 в гидрокамеру якоря. При этом гидравлическое давление воздействует на торцевую поверхность поршня 13 якоря 11 и создает динамическое давление, необходимое для среза винтов 14, фиксирующих поршень 13, и приводит к его продольному перемещению в направлении плашек 12 якоря. При этом конусная поверхность поршня 13 оказывает на плашки 12 якоря расклинивающее воздействие, и последние, имеющие сопряженные поверхности с конусом поршня 13, выдвигаются в радиальном направлении и внедряются зубьями в тело обсадной колонны 23, заклинивая корпус устройства, а вместе с ним подвеску хвостовика 22.The bottom of the
Далее, путем создания превышения избыточного давления (свыше 50 кгс/см2), производится срез винтов 25, фиксирующих посадочную втулку 19 с шаром 20. Последние, под действием собственного веса, падают в нижнюю часть хвостовика 22 и попадают в корзину-ловитель 31, установленную между башмаком 28 и «стоп»-кольцом 32, при этом не перекрывая центрального прохода. Further, by creating an excess of excess pressure (over 50 kgf / cm 2 ), the
Далее производится проверка надежности фиксации хвостовика путем разгрузки веса транспортной колонны на величину собственного веса и производится разъединение транспортной колонны от хвостовика 22 путем правого вращения колонны бурильных труб 1 и отворота по левому резьбовому соединению разъединительного переводника 2. Для подтверждения факта разъединения производится приподъем транспортной колонны на высоту 0,5-1,0 м, при этом вес на крюке буровой (по индикатору веса) должен соответствовать весу транспортной колонны.Next, the reliability of the liner fixation is checked by unloading the weight of the transport string by its own weight and the transport string is disconnected from the
Цементирование хвостовика. После закачки расчетного объема цементного раствора из цементировочной головки освобождается глухая цементировочная пробка 27 и производится продавка цементного раствора поверх нее. Глухая пробка 27, пройдя через всю транспортную колонну, входит в полый шток 4, садится в подвесную цементировочную пробку 21 и перекрывает центральное отверстие. В результате этого повышается внутритрубное давление, и при достижении определенной величины избыточного давления (ΔР-30кгс/см2) происходит срез винтов 26, фиксирующих подвесную пробку 21, и под действием давления закачки обе цементировочные пробки 21 и 27 совместно перемещаются вниз до «стоп»-кольца 32, где они перекрывают центральное проходное отверстие хвостовика. При этом отмечается резкое повышение внутритрубного давления («стоп»-сигнал), которое через радиальные отверстия 16 полого штока и отверстия 9 пакера передается на поршень 8 пакера, и происходит срез винтов, фиксирующих поршень пакера и его продольное перемещение в направлении уплотнительного элемента 6 пакера. Аналогично якорному узлу конусная поверхность поршня 8 оказывает на уплотнительный элемент 6 пакера расклинивающее воздействие, и последний, под действием динамических сил, раздвигается в радиальном направлении и плотно прижимается к внутренней поверхности обсадной колонны 23, тем самым гидравлически изолируя межтрубное пространство корпуса пакера 5 с обсадной колонной 23.Liner cementing. After pumping the estimated volume of cement slurry from the cementing head, a
После окончания цементирования хвостовика 22 производят приподъем транспортной колонны с полым штоком 4 и закрепленными на нем уплотнительными манжетами 7 до выхода его из зацепления с корпусом подвески хвостовика и создают промывку для вымывания остатков цементного раствора. После промывки производится полный подъем и разборка внутренней (извлекаемой) части подвески хвостовика, в том числе: разъединительного переводника 2 с полым штоком 4 и уплотнительными манжетами 7. В скважине остается: направляющая воронка 3, корпус пакера 5 и якоря 11, при этом внутреннее проходное сечение соответствует внутреннему диаметру самой колонны хвостовика и позволяет проводить внутрискважинные работы.After cementing of the
Claims (1)
Priority Applications (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
RU2021105361A RU2766980C1 (en) | 2021-03-02 | 2021-03-02 | Device for suspension and cementing of liner in well with preliminary disconnection from transport string |
Applications Claiming Priority (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
RU2021105361A RU2766980C1 (en) | 2021-03-02 | 2021-03-02 | Device for suspension and cementing of liner in well with preliminary disconnection from transport string |
Publications (1)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
RU2766980C1 true RU2766980C1 (en) | 2022-03-16 |
Family
ID=80736846
Family Applications (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
RU2021105361A RU2766980C1 (en) | 2021-03-02 | 2021-03-02 | Device for suspension and cementing of liner in well with preliminary disconnection from transport string |
Country Status (1)
Country | Link |
---|---|
RU (1) | RU2766980C1 (en) |
Citations (6)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
GB2310679B (en) * | 1996-03-01 | 2000-09-20 | Smith International | Liner installation method and liner packing setting apparatus |
RU2266391C1 (en) * | 2004-08-16 | 2005-12-20 | Сибирское научно-производственное предприятие бурового машиностроения (ЗАО НПП "СибБурМаш") | Device for pipe liner installation and sealing in well |
RU2441140C2 (en) * | 2009-11-30 | 2012-01-27 | Открытое акционерное общество "Акционерная нефтяная компания "Башнефть" (ОАО "АНК "Башнефть") | Device for hanger lowering and cementing of casing liner in well |
RU2595122C1 (en) * | 2015-07-21 | 2016-08-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Method for cementing shank in well and device therefor |
RU2658154C1 (en) * | 2017-08-14 | 2018-06-19 | Общество с ограниченной ответственностью "Научно-производственное предприятие "Горизонт" | Device for lowering, fastening and cementing a shank in a side hole |
RU2738052C1 (en) * | 2020-07-17 | 2020-12-07 | Акционерное общество "Научно-производственное предприятие "Бурсервис" | Device for lowering suspension and cementing shank in well |
-
2021
- 2021-03-02 RU RU2021105361A patent/RU2766980C1/en active
Patent Citations (6)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
GB2310679B (en) * | 1996-03-01 | 2000-09-20 | Smith International | Liner installation method and liner packing setting apparatus |
RU2266391C1 (en) * | 2004-08-16 | 2005-12-20 | Сибирское научно-производственное предприятие бурового машиностроения (ЗАО НПП "СибБурМаш") | Device for pipe liner installation and sealing in well |
RU2441140C2 (en) * | 2009-11-30 | 2012-01-27 | Открытое акционерное общество "Акционерная нефтяная компания "Башнефть" (ОАО "АНК "Башнефть") | Device for hanger lowering and cementing of casing liner in well |
RU2595122C1 (en) * | 2015-07-21 | 2016-08-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Method for cementing shank in well and device therefor |
RU2658154C1 (en) * | 2017-08-14 | 2018-06-19 | Общество с ограниченной ответственностью "Научно-производственное предприятие "Горизонт" | Device for lowering, fastening and cementing a shank in a side hole |
RU2738052C1 (en) * | 2020-07-17 | 2020-12-07 | Акционерное общество "Научно-производственное предприятие "Бурсервис" | Device for lowering suspension and cementing shank in well |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
AU715236B2 (en) | Well completion system and method | |
US7730965B2 (en) | Retractable joint and cementing shoe for use in completing a wellbore | |
US6311775B1 (en) | Pumpdown valve plug assembly for liner cementing system | |
US7926590B2 (en) | Method of liner drilling and cementing utilizing a concentric inner string | |
US7225870B2 (en) | Hydraulic tools for setting liner top packers and method for cementing liners | |
US6848511B1 (en) | Plug and ball seat assembly | |
RU2441140C2 (en) | Device for hanger lowering and cementing of casing liner in well | |
RU2595122C1 (en) | Method for cementing shank in well and device therefor | |
RU2738052C1 (en) | Device for lowering suspension and cementing shank in well | |
RU2745147C1 (en) | Method of securing a hidden casing string of a borehole with rotation and cementing of the zone above the productive formation | |
RU2736742C1 (en) | Method of isolating an absorption zone in a constructed well and a device for carrying out insulation | |
RU2658154C1 (en) | Device for lowering, fastening and cementing a shank in a side hole | |
RU2766980C1 (en) | Device for suspension and cementing of liner in well with preliminary disconnection from transport string | |
RU2283941C1 (en) | Troublesome well zone isolation device | |
RU2626108C2 (en) | Method of well casing by tail pipe with bottomhole screen | |
RU2167273C1 (en) | Method of casing liner installation in well | |
US10858917B2 (en) | Expandable liner hanger | |
RU2265118C2 (en) | Liner suspension device | |
CA3186495A1 (en) | Wellbore staged operation method and rubber plug for said method | |
RU2483192C1 (en) | Drillable packer | |
RU2773092C1 (en) | Method for fixing a liner in a well with subsequent hydraulic fracturing and a device for its implementation | |
RU2777240C1 (en) | Method for installing a rotating liner in a well and a device for its implementation | |
RU2791318C1 (en) | Liner hanger | |
RU2790624C1 (en) | Liner release device | |
RU2782908C1 (en) | Device for running and cementing a liner in a well |