RU2781432C1

RU2781432C1 - Hoisting tool and method for extracting a downhole tool

Info

Publication number: RU2781432C1
Application number: RU2021113816A
Authority: RU
Inventors: Джеймс Дэн Мл. ВИК
Original assignee: Хэллибертон Энерджи Сервисиз, Инк.
Filing date: 2018-12-18
Publication date: 2022-10-12

Abstract

FIELD: petroleum industry.

SUBSTANCE: group of inventions relates to the petroleum and gas industry and can be used in extracting tools from boreholes. Apparatus comprises a latch assembly including a body with an engagement end, defining a central hole; a latch element connected with the body and configured to move between a radially extended state and a radially retracted state; a lifting shaft connected with the latch assembly and containing an outer body and a front assembly configured to slide inside the outer body. The front assembly comprises a rod section passing into the central hole of the body of the latch assembly. The front section is immediately adjacent to one end of the rod section, and the engagement section is immediately adjacent to the opposite end of the rod section and is engaged with the engagement end of the body of the latch assembly. The front assembly and the outer body form an activation chamber. An activation tool is located inside the activation chamber and is configured to move the front assembly from the first descent configuration to the second extraction configuration.

EFFECT: operation of tool extraction is facilitated, integrity and strength of the hoisting tool are ensured.

13 cl, 8 dwg

Description

УРОВЕНЬ ТЕХНИКИBACKGROUND OF THE INVENTION

[001] После бурения скважины, которая пересекает подземный содержащий углеводороды продуктивный пласт, в стволе скважины во время заканчивания, добычи или операций в скважине часто размещают ряд скважинных инструментов. Например, временные пакеры часто устанавливают в стволе скважины на эксплуатационных этапах заканчивания скважины и добычи из скважины. Кроме того, в стволе скважины часто устанавливают с возможностью отсоединения различные рабочие инструменты, включая регуляторы потока, такие как пробки, дроссели, клапаны и т.п., а также предохранительные устройства, такие как предохранительные клапаны.[001] After drilling a well that traverses a subterranean hydrocarbon containing reservoir, a number of downhole tools are often placed in the wellbore during completion, production, or well operations. For example, temporary packers are often installed in the wellbore during the operational stages of well completion and production from the well. In addition, various operating tools are often releasably installed in the wellbore, including flow regulators such as plugs, chokes, valves, and the like, as well as safety devices such as relief valves.

[002] В случае, если требуется извлечь один из этих скважинных инструментов, который ранее был размещен в стволе скважины, подъемный инструмент, прикрепленный к транспортировочному средству, такому как талевый канат, тросовая проволока, гибкие насосно-компрессорные трубы и т.п., обычно спускают в скважину к местоположению скважинного инструмента, подлежащего извлечению. Подъемный инструмент, который может содержать защелочный узел и «подъемное копье» (pulling prong), зафиксирован на ловильной шейке скважинного инструмента, ранее размещенного в стволе скважины. После этого скважинный инструмент можно вывести из ствола скважины и извлечь на поверхность.[002] In the event that it is required to retrieve one of these downhole tools that was previously placed in the wellbore, a lifting tool attached to a conveyance such as wireline, wireline, coiled tubing, etc., typically run downhole to the location of the downhole tool to be retrieved. The lifting tool, which may include a latch assembly and a "lifting spear" (pulling prong), is fixed to the fishing neck of the downhole tool previously placed in the wellbore. The downhole tool can then be withdrawn from the wellbore and retrieved to the surface.

[003] Однако было обнаружено, что после размещения скважинного инструмента внутри ствола скважины извлечение скважинного инструмента может быть сложной задачей. Кроме того, даже обычные операции по извлечению могут предъявлять значительные требования к целостности и прочности подъемного инструмента и транспортировочного средства в глубоких, отклоненных, наклонных или горизонтальных скважинах из-за удлинения транспортировочного средства и дополнительных эффектов трения. Соответственно, в данной области техники существует потребность в усовершенствованном подъемном копье, которое не имеет недостатков существующих подъемных инструментов.[003] However, it has been found that once a downhole tool has been placed within the wellbore, retrieving the downhole tool can be a difficult task. In addition, even conventional recovery operations can place significant demands on the integrity and strength of the lifting tool and carrier in deep, deviated, deviated, or horizontal wells due to extension of the carrier and additional friction effects. Accordingly, there is a need in the art for an improved lifting lance that overcomes the disadvantages of existing lifting tools.

СУЩНОСТЬ ИЗОБРЕТЕНИЯSUMMARY OF THE INVENTION

[004] Далее приведена ссылка на следующее описание в сочетании с прилагаемыми графическими материалами, причем:[004] The following is a reference to the following description in conjunction with the accompanying drawings, and:

[005] на фиг. 1 проиллюстрирована система нефтяной/газовой скважины, содержащая подъемный инструмент, который может содержать подъемное копье, в соответствии с настоящим изобретением;[005] in FIG. 1 illustrates an oil/gas well system comprising a lifting tool, which may include a lifting lance, in accordance with the present invention;

[006] на фиг. 2 проиллюстрирован один вариант реализации подъемного копья, изготовленного в соответствии с данным изобретением;[006] in FIG. 2 illustrates one embodiment of a lifting lance made in accordance with the present invention;

[007] на фиг. 3 проиллюстрирован один вариант реализации подъемного инструмента, изготовленного в соответствии с данным изобретением;[007] in FIG. 3 illustrates one embodiment of a lifting tool made in accordance with the present invention;

[008] на фиг. 4A-4D проиллюстрированы различные виды подъемного инструмента, содержащего защелочный узел и подъемное копье, изготовленные в соответствии с данным изобретением, в различных состояниях при извлечении скважинного инструмента из ствола скважины; и[008] in FIG. 4A-4D illustrate various views of a lifting tool comprising a latch assembly and a lifting lance made in accordance with the present invention in various states when a downhole tool is retrieved from a wellbore; and

[009] на фиг. 5 проиллюстрирована блок-схема, изображающая один способ извлечения скважинного инструмента.[009] in FIG. 5 is a flow diagram depicting one method for retrieving a downhole tool.

ПОДРОБНОЕ ОПИСАНИЕ ИЗОБРЕТЕНИЯDETAILED DESCRIPTION OF THE INVENTION

[0010] Сначала в соответствии с фиг. 1 проиллюстрирована система 100 нефтяной/газовой скважины, содержащая подъемный инструмент 190, который может содержать подъемное копье, в соответствии с настоящим изобретением. Система 100 нефтяной/газовой скважины содержит морскую нефтегазовую платформу, которая схематично проиллюстрирована и в целом обозначена позицией 105. Полупогружная платформа 110 центрирована над подводным нефтегазовым пластом 115, расположенным ниже морского дна 120. Подводный кондуктор 125 проходит от палубы 130 платформы 110 до морского дна 120. Ствол 135 скважины проходит от морского дна 120 и пересекает пласт 115. Ствол 135 скважины содержит обсадную колонну 140, которая зацементирована в нем цементом 145. Обсадная колонна 140 имеет перфорационные отверстия 150 с интервалом в непосредственной близости от пласта 115.[0010] First, in accordance with FIG. 1, an oil/gas well system 100 is illustrated including a lifting tool 190, which may include a lifting lance, in accordance with the present invention. The oil/gas well system 100 comprises an offshore oil and gas platform, which is schematically illustrated and generally indicated at 105. The semi-submersible platform 110 is centered over a subsea oil and gas formation 115 located below the seabed 120. An underwater conductor 125 extends from the deck 130 of the platform 110 to the seabed 120 The wellbore 135 extends from the seabed 120 and intersects the formation 115. The wellbore 135 includes a casing string 140 that is cemented therein with cement 145. The casing string 140 has perforations 150 at intervals in the immediate vicinity of the formation 115.

[0011] Колонна 155 насосно-компрессорных труб проходит от устья 160 скважины к пласту 115, чтобы обеспечить канал для перемещения добываемых флюидов на поверхность. Пара пакеров 165, 170 в одном варианте реализации обеспечивает гидравлическое уплотнение между колонной 155 насосно-компрессорных труб и обсадной колонной 140 и направляет поток добываемых флюидов из пласта 115 через противопесочный фильтр 175. Внутри колонны 155 насосно-компрессорных труб расположен скважинный инструмент 180, такой как извлекаемый посредством талевого каната подземный предохранительный клапан, который предназначен для перекрытия потока добываемых флюидов при возникновении определенных условий, выходящих за пределы допустимого диапазона. Скважинный инструмент 180 в показанном варианте реализации соединен с замковой оправкой 185. Замковая оправка 185 в этом варианте реализации содержит профиль замковой оправки для вхождения профиля в зацепление в посадочном ниппеле колонны 155 насосно-компрессорных труб и таким образом закрепляет скважинный инструмент 180 с возможностью съема внутри колонны 155 насосно-компрессорных труб.[0011] A tubing string 155 extends from the wellhead 160 to the formation 115 to provide a conduit for transporting produced fluids to the surface. A pair of packers 165, 170 in one embodiment provide a hydraulic seal between the tubing string 155 and the casing string 140 and direct the flow of produced fluids from the formation 115 through the sand screen 175. Within the tubing string 155 is a downhole tool 180, such as a wireline-retrievable underground relief valve designed to shut off the flow of produced fluids when certain conditions occur that are out of range. The downhole tool 180 in the illustrated embodiment is connected to a mandrel 185. The mandrel 185 in this embodiment includes a mandrel profile for engaging the profile in the landing nipple of the tubing string 155 and thereby secures the downhole tool 180 with the possibility of removal inside the string 155 tubing.

[0012] В проиллюстрированном варианте реализации выполняют операцию извлечения/подъема, при которой подъемный инструмент 190 спускают в скважину на транспортировочном средстве 195. Транспортировочное средство 195 в некоторых вариантах реализации представляет собой талевый канат, тросовую проволоку, электрический кабель, гибкую насосно-компрессорную трубу или составную насосно-компрессорную трубу или т.п. Как более подробно объяснено ниже, в подъемном инструменте 190 можно использовать подъемное копье (не показано на фиг. 1), разработанный и изготовленный в соответствии с настоящим изобретением для помощи при расцеплении замковой оправки 185 с колонной 155 насосно-компрессорных труб, что, таким образом, обеспечивает извлечение скважинного инструмента 180 из ствола скважины 135. Подъемное копье в некоторых вариантах реализации дополнительно выполнено с возможностью помощи в выдвижении замковой оправки 185 (например, путем удержания профиля замковой оправки в постоянно втянутом положении) при ее извлечении.[0012] In the illustrated embodiment, a retrieval/lifting operation is performed in which the lifting tool 190 is lowered into the well on a transport vehicle 195. The transport vehicle 195, in some embodiments, is a wireline, wireline, electrical cable, coiled tubing, or composite tubing or the like. As explained in more detail below, the lifting tool 190 may use a lifting lance (not shown in FIG. 1) designed and manufactured in accordance with the present invention to assist in disengaging the mandrel 185 from the tubing string 155, thus , allows the downhole tool 180 to be retrieved from the wellbore 135. The lifting javelin, in some embodiments, is further configured to assist in extending the mandrel 185 (eg, by holding the mandrel profile in a permanently retracted position) while it is being retrieved.

[0013] Даже несмотря на то, что на фиг. 1 изображена вертикальная скважина, специалисту в данной области техники следует принять к сведению, что подъемный инструмент по настоящему изобретению в равной степени хорошо подходит для использования в отклоненных скважинах, наклонных скважинах или горизонтальных скважинах. Кроме того, даже несмотря на то, что на фиг. 1 изображена шельфовая операция, специалисту в данной области техники следует принять к сведению, что подъемный инструмент по настоящему изобретению в равной степени хорошо подходит для использования в операциях на суше.[0013] Even though in FIG. 1 depicts a vertical well, one skilled in the art will appreciate that the lifting tool of the present invention is equally well suited for use in deviated wells, deviated wells, or horizontal wells. Moreover, even though in FIG. 1 depicts an offshore operation, one skilled in the art will appreciate that the lifting tool of the present invention is equally well suited for use in onshore operations.

[0014] В соответствии с фиг. 2 проиллюстрирован один вариант реализации подъемного копья 200, изготовленного в соответствии с данным изобретением. Подъемное копье 200 изначально содержит наружный корпус 210. Наружный корпус 210 в одном варианте реализации содержит жесткий материал, такой как металл или т.п. Наружный корпус 210 в проиллюстрированном варианте реализации образует внутренний радиальный канал.[0014] Referring to FIG. 2 illustrates one embodiment of a lifting lance 200 made in accordance with the present invention. The lifting lance 200 initially includes an outer housing 210. The outer housing 210, in one embodiment, comprises a rigid material such as metal or the like. The outer casing 210 in the illustrated embodiment defines an inner radial channel.

[0015] Подъемное копье 200 в проиллюстрированном варианте реализации дополнительно содержит передний узел 220, расположенный с возможностью скольжения внутри наружного корпуса 210. Передний узел 220, как показано, может содержать часть 223 штанги, переднюю часть 225, расположенную в непосредственной близости от одного конца части 223 штанги, и часть 228 зацепления, расположенную в непосредственной близости от противоположного конца части 223 штанги. Часть 228 зацепления в показанном варианте реализации прикреплена к части 223 штанги. Соответственно, расстояние между частью 228 зацепления и передней частью 225 является по существу фиксированным. Передний узел 220 в некоторых вариантах реализации выполнен с возможностью скольжения внутри одного или более каналов уменьшенного диаметра в наружном корпусе 210. Хотя это и не показано, передний узел 220 может дополнительно содержать концевое соединение с выдвижением копья. Например, шток (например, пластиковый шток в одном варианте реализации) может быть прикреплен к скважинному концу переднего узла 220, среди прочего, для удержания створки вставного клапана в открытом состоянии.[0015] The lifting lance 200 in the illustrated embodiment further comprises a front assembly 220 slidably disposed within the outer housing 210. The front assembly 220, as shown, may include a rod portion 223, a front portion 225 located proximate one end of the portion 223 of the rod, and part 228 engagement, located in close proximity to the opposite end of the part 223 of the rod. Part 228 engagement in the shown implementation is attached to part 223 of the rod. Accordingly, the distance between the engagement portion 228 and the front portion 225 is substantially fixed. The front assembly 220, in some embodiments, is slidable within one or more reduced diameter channels in the outer housing 210. Although not shown, the front assembly 220 may further comprise a lance extension end connection. For example, a stem (eg, a plastic stem in one embodiment) may be attached to the downhole end of front assembly 220 to, among other things, hold the cartridge valve leaflet open.

[0016] В соответствии с одним аспектом данного изобретения передний узел 220 и наружный корпус 210 образуют камеру 230 активации. Камера 230 активации может содержать один или более различных типов средства активации и оставаться в пределах объема данного изобретения. Например, камера 230 активации может содержать одну или более пружин в качестве средства активации. Специалистам в данной области техники известны различные типы пружин, включая цилиндрические винтовые пружины с линейной характеристикой, которые можно использовать. В качестве альтернативы, в камере 230 активации в качестве средства активации можно использовать перепад давления между камерой 230 активации и за пределами наружного корпуса 210. Например, если в камере активации поддерживается низкое давление (например, по существу атмосферное давление), в то время как наружный корпус 210 подвергается гораздо более высокому давлению, гораздо более высокое давление может воздействовать на передний узел, чтобы активировать камеру 230 активации.[0016] In accordance with one aspect of the present invention, the front assembly 220 and the outer housing 210 form an activation chamber 230. The activation chamber 230 may contain one or more different types of activation means and remain within the scope of the present invention. For example, the activation chamber 230 may include one or more springs as an activation means. Those skilled in the art are aware of various types of springs, including linear helical springs, that can be used. Alternatively, the activation chamber 230 may use the pressure differential between the activation chamber 230 and outside of the outer housing 210 as an activation means. For example, if the activation chamber is maintained at low pressure (e.g., substantially atmospheric pressure) while body 210 is subjected to much higher pressure, much higher pressure can be applied to the front assembly to activate the activation chamber 230.

[0017] Камера 230 активации в одном варианте реализации может быть разбита на совокупность камер активации меньшего размера. Например, как показано на фиг. 2, камера 230 активации содержит первую камеру 240 пружины и вторую камеру 250 давления. В этом варианте реализации первая камера 240 пружины может содержать пружинный элемент 245, а вторая камера 250 давления может содержать вышеупомянутое более низкое давление. В проиллюстрированном варианте реализации подъемное копье 200 находится в первой конфигурации спуска, что можно увидеть, когда подъемное копье 200 спускают в ствол скважины. В этой первой конфигурации спуска пружинный элемент 245 находится в сжатом состоянии, а камера 250 давления находится в выдвинутом состоянии. В качестве альтернативы, когда подъемное копье 200 находится во второй конфигурации извлечения, пружинный элемент 245 может находиться в выдвинутом состоянии, а камера 250 давления может находиться в сжатом состоянии.[0017] The activation chamber 230 may, in one embodiment, be broken down into a plurality of smaller activation chambers. For example, as shown in FIG. 2, activation chamber 230 includes a first spring chamber 240 and a second pressure chamber 250. In this embodiment, the first chamber 240 of the spring may contain a spring element 245, and the second chamber 250 pressure may contain the aforementioned lower pressure. In the illustrated embodiment, the lift lance 200 is in the first running configuration, which can be seen when the lift lance 200 is run into the wellbore. In this first trigger configuration, the spring member 245 is in a compressed state and the pressure chamber 250 is in an extended state. Alternatively, when the lifting lance 200 is in the second retract configuration, the spring member 245 may be in an extended state and the pressure chamber 250 may be in a compressed state.

[0018] Как показано на фиг. 2, одно или более уплотнений 260 могут быть использованы для образования камеры 250 давления. Одно или более уплотнений 260 могут содержать любое уплотнение, выполненное с возможностью использования в системе нефтяной газовой скважины, и оставаться в пределах объема данного изобретения. В варианте реализации, показанном на фиг. 2, одно или более уплотнений размещены между передней частью 225 переднего узла 220 и внутренним диаметром наружного корпуса 210. Кроме того, одно или более уплотнений могут быть размещены между каналом уменьшенного диаметра наружного корпуса 210 и частью 223 штанги переднего узла 220. Таким образом, в одном варианте реализации в камере 250 давления может поддерживаться фиксированное давление (например, атмосферное давление), в то время как наружный корпус 210 расположен в скважине под гораздо более высоким давлением.[0018] As shown in FIG. 2, one or more seals 260 may be used to form pressure chamber 250. One or more seals 260 may comprise any seal suitable for use in an oil and gas well system and remain within the scope of this invention. In the embodiment shown in FIG. 2, one or more seals are placed between the front portion 225 of the front assembly 220 and the inner diameter of the outer housing 210. In addition, one or more seals may be placed between the reduced diameter bore of the outer housing 210 and the stem portion 223 of the front assembly 220. Thus, in In one embodiment, pressure chamber 250 may be maintained at a fixed pressure (eg, atmospheric pressure) while outer casing 210 is located in the well at a much higher pressure.

[0019] Подъемное копье 200 было проиллюстрировано и рассмотрено на фиг. 2 как содержащее и первую камеру 240 пружины, и вторую камеру 250 давления. Хотя в некоторых вариантах реализации можно использовать как первую камеру 240 пружины, так и вторую камеру 250 давления, в других вариантах реализации можно использовать только одну камеру активации. Например, существуют определенные варианты реализации, в которых камера 230 давления содержит только одну камеру 240 пружины, при этом существуют другие варианты реализации, в которых камера 230 давления содержит только одну камеру 240 давления. Несмотря на это, настоящее изобретение не должно ограничиваться какой-либо конкретной конфигурацией.[0019] The lifting lance 200 has been illustrated and discussed in FIG. 2 as comprising both a first spring chamber 240 and a second pressure chamber 250. Although in some embodiments both the first spring chamber 240 and the second pressure chamber 250 may be used, in other embodiments only one activation chamber may be used. For example, there are certain implementations in which the pressure chamber 230 contains only one spring chamber 240, while there are other implementations in which the pressure chamber 230 contains only one pressure chamber 240. Despite this, the present invention should not be limited to any particular configuration.

[0020] Подъемное копье 200, показанное на фиг. 2, дополнительно содержит крепежную конструкцию 270. Крепежная конструкция 270 в одном варианте реализации расположена между передним узлом 220 и наружным корпусом 210. В этой конфигурации крепежная конструкция 270 предназначена для поддержания переднего узла 220 в первой конфигурации спуска при спуске в скважину и последующего регулирования для обеспечения перемещения переднего узла 220 во вторую конфигурацию извлечения при перемещении вверх по стволу скважины. В одном примере крепежная конструкция 270 представляет собой набор из одного или более срезных штифтов. В этом примере один или более срезных штифтов могут поддерживать передний узел 220 в первой конфигурации спуска, и при необходимости один или более срезных штифтов могут быть срезаны и, таким образом, обеспечивать перемещение с помощью средства активации переднего узла 220 во вторую конфигурацию извлечения. Специалистам в данной области техники понятно множество различных способов срезания одного или более срезных штифтов, в том числе с использованием яса или другого аналогичного устройства.[0020] The lifting lance 200 shown in FIG. 2 further includes a mounting structure 270. The mounting structure 270, in one embodiment, is positioned between the front assembly 220 and the outer casing 210. In this configuration, the mounting structure 270 is configured to support the front assembly 220 in a first running configuration when running into a well and subsequently adjusting to provide moving the front assembly 220 into the second extraction configuration while moving up the wellbore. In one example, the fastening structure 270 is a set of one or more shear pins. In this example, one or more shear pins may support the front assembly 220 in a first descent configuration, and if desired, one or more shear pins may be sheared and thus move the front assembly 220 activating means into a second retrieval configuration. Those skilled in the art will appreciate many different ways of shearing one or more shear pins, including using a jar or other similar device.

[0021] В соответствии с фиг. 3 проиллюстрирован один вариант реализации подъемного инструмента 300, изготовленного в соответствии с данным изобретением. Подъемный инструмент 300 в этом варианте реализации содержит защелочный узел 310, присоединенный к находящемуся выше по стволу скважины концу подъемного копья 200. В показанном варианте реализации часть 320 зацепления защелочного инструмента прочно входит в зацепление с частью 240 зацепления переднего узла 220. В одном варианте реализации часть 240 зацепления ввинчена в часть 320 зацепления защелочного инструмента. Несмотря на это, и другие крепежные механизмы попадают в объем настоящего изобретения. Соответственно, защелочный узел 310 и подъемное копье 200 входят в зацепление друг с другом для развертывания в скважине.[0021] Referring to FIG. 3 illustrates one embodiment of a lifting tool 300 made in accordance with the present invention. The lifting tool 300 in this embodiment includes a latch assembly 310 connected to the uphole end of the lifting lance 200. The engagement 240 is screwed into the engagement portion 320 of the snap tool. Despite this, other fastening mechanisms fall within the scope of the present invention. Accordingly, the latch assembly 310 and the lifting lance 200 engage with each other for deployment in the well.

[0022] Защелочный узел 310 в показанном варианте реализации содержит элемент 330 защелки. Элемент 330 защелки, который может содержать множество различных конструкций (например, включая показанную защелочную проушину), выполнен с возможностью вхождения в зацепление с соответствующей конструкцией защелки (не показана) в замковой оправке. Защелочный узел 310, как проиллюстрировано, может быть соединен с транспортировочным средством 340. Транспортировочное средство 340 в некоторых вариантах реализации представляет собой талевый канат, тросовую проволоку, электрический кабель, гибкую насосно-компрессорную трубу или составную насосно-компрессорную трубу или т.п.[0022] The latch assembly 310 in the illustrated embodiment includes a latch element 330 . The latch element 330, which may comprise a variety of different structures (eg, including the latch lug shown), is configured to engage with a corresponding latch design (not shown) in the lock mandrel. The latch assembly 310, as illustrated, may be coupled to a carrier 340. The carrier 340, in some embodiments, is a wireline, cable wire, electrical cable, coiled tubing or composite tubing, or the like.

[0023] Далее в соответствии с фиг. 4A-4D проиллюстрированы различные виды подъемного инструмента 300, содержащего защелочный узел 310 и подъемное копье 200, изготовленные в соответствии с данным изобретением, в различных состояниях при извлечении скважинного инструмента из ствола скважины. Со ссылкой на фиг. 4A, подъемный инструмент 300 развертывают в скважине с использованием транспортировочного средства 340, как показано пунктирной линией 405. В проиллюстрированном варианте реализации подъемный инструмент 300 приближается к насосно-компрессорной трубе 410. Насосно-компрессорная труба 410, в соответствии с данным изобретением, может представлять собой любую насосно-компрессорную трубу, находящуюся в системе нефтяной/газовой скважины. Например, насосно-компрессорная труба 410 может быть аналогична колонне 155 насосно-компрессорных труб, проиллюстрированной на фиг. 1.[0023] Further, referring to FIG. 4A-4D illustrate various views of a lifting tool 300 comprising a latch assembly 310 and a lifting lance 200 made in accordance with the present invention in various states when a downhole tool is being retrieved from a wellbore. With reference to FIG. 4A, a lifting tool 300 is deployed in the well using a transport vehicle 340, as shown by dashed line 405. In the illustrated embodiment, the lifting tool 300 approaches tubing 410. Tubing 410, in accordance with the present invention, may be any tubing located in an oil/gas well system. For example, tubing 410 may be similar to the tubing string 155 illustrated in FIG. one.

[0024] Насосно-компрессорная труба 410 в проиллюстрированном варианте реализации содержит посадочный ниппель 420. Посадочный ниппель 420 в проиллюстрированном варианте реализации содержит профиль 425 насосно-компрессорной трубы. Профиль 425 насосно-компрессорной трубы в одном приведенном в качестве примера варианте реализации расположен на внутренней поверхности посадочного ниппеля 420 и выполнен с возможностью вхождения в зацепление с одним или более связанными профилями. Внутри насосно-компрессорной трубы 410 в варианте реализации, показанном на фиг. 4А, расположена замковая оправка 430. Хотя можно использовать множество различных замковых оправок и при этом оставаться в пределах объема настоящего изобретения, замковая оправка 430, показанная на фиг. 4A, содержит конструкцию 440 защелки. Конструкция 440 защелки, как будет дополнительно объяснено ниже, выполнена с возможностью вхождения в зацепление с элементом 330 защелки защелочного узла 310.[0024] The tubing 410 in the illustrated embodiment includes a landing nipple 420. The landing nipple 420 in the illustrated embodiment includes a tubing profile 425. The tubing profile 425, in one exemplary embodiment, is located on the inner surface of the landing nipple 420 and is configured to engage with one or more associated profiles. Within tubing 410 in the embodiment shown in FIG. 4A, a locking mandrel 430 is located. While a variety of different locking mandrels can be used and still remain within the scope of the present invention, the mandrel 430 shown in FIG. 4A includes a latch structure 440. The latch structure 440, as will be further explained below, is configured to engage with the latch member 330 of the latch assembly 310.

[0025] Замковая оправка 430 дополнительно содержит один или более профилей 450 замковой оправки. Профили 450 замковой оправки в одном варианте реализации выполнены с возможностью выдвижения и втягивания в радиальном направлении при приведении в действие замковой оправки. В варианте реализации, проиллюстрированном на фиг. 4A, профили 450 замковой оправки выдвинуты в радиальном направлении в профиль 435 насосно-компрессорной трубы таким образом, что замковая оправка 430 находится в зацепленном состоянии. Как будет дополнительно объяснено ниже, подъемный инструмент 300 может быть использован для перемещения замковой оправки 430 в расцепленное состояние, и таким образом он отводит в радиальном направлении один или более профилей 450 замковой оправки от профиля 425 насосно-компрессорной трубы.[0025] The mandrel 430 further comprises one or more mandrel profiles 450. The mandrel profiles 450 are, in one embodiment, radially extendable and retractable when the mandrel is actuated. In the embodiment illustrated in FIG. 4A, the mandrel profiles 450 are radially extended into the tubing profile 435 such that the mandrel 430 is engaged. As will be further explained below, a lifting tool 300 may be used to move the mandrel 430 into the disengaged state and thereby radially retract one or more mandrel profiles 450 away from the tubing profile 425.

[0026] Хотя это и не показано, замковая оправка 430 может дополнительно входить в зацепление с одним или более скважинными инструментами. Например, один или более скважинных инструментов могут быть прикреплены к находящейся ниже по стволу скважины стороне замковой оправки 430. Специалистам в данной области техники понятно бесчисленное количество различных скважинных инструментов, которые также могут быть соединены (например, прямо или косвенно) с замковой оправкой 430 и оставаться в пределах объема настоящего изобретения.[0026] Although not shown, the mandrel 430 may additionally engage with one or more downhole tools. For example, one or more downhole tools may be attached to the downhole side of the toolholder 430. Those skilled in the art will recognize a myriad of different downhole tools that may also be connected (eg, directly or indirectly) to the toolholder 430 and remain within the scope of the present invention.

[0027] Далее в соответствии с фиг. 4B подъемный инструмент 300 вошел в зацепление с замковой оправкой 430 и таким образом с насосно-компрессорной трубой 410. В этом случае элемент 330 защелки защелочного узла 310 прошел путем скольжения за конструкцию 440 защелки и вошел с ней в зацепление. Соответственно, при этом соединении подъемный инструмент 300 и замковая оправка 430 входят в зацепление друг с другом. В соответствии с данным изобретением дополнительное направленное вниз давление на подъемный инструмент 300 или резкое движение может привести к срезанию крепежных конструкций 270. Кроме того, можно создать давление в скважине для срезания крепежных конструкций 270. На фиг. 4B проиллюстрированы недавно срезанные крепежные конструкции 270.[0027] Further, referring to FIG. 4B, the lifting tool 300 has engaged the locking mandrel 430 and thus the tubing 410. In this case, the latch member 330 of the latch assembly 310 has slid by and engaged with the latch structure 440. Accordingly, at this connection, the lifting tool 300 and the mandrel 430 are engaged with each other. In accordance with the present invention, additional downward pressure on the lifting tool 300 or a sudden movement may shear the anchor structures 270. In addition, the borehole may be pressurized to shear the anchor structures 270. FIG. 4B illustrates recently cut fastening structures 270.

[0028] В соответствии с фиг. 4C на срезание крепежных конструкций 270 реагируют средства активации в камере активации. В проиллюстрированном варианте реализации пружинный элемент 245, расположенный в камере 240 пружины, перемещается в выдвинутое состояние, и перепад давления между камерой 250 давления и наружным корпусом 210 перемещает камеру 250 давления в сжатое состояние. Соответственно, как показано, элемент 330 защелки тянет конструкцию 440 защелки в осевом направлении вверх по стволу скважины и, таким образом, перемещает замковую оправку 430 в расцепленное состояние. Например, это может происходить путем «растяжения» замковой оправки 430. Когда замковая оправка 430 находится в расцепленном состоянии, что в этом варианте реализации происходит путем сдвига находящейся выше по стволу скважины части замковой оправки 430 относительно находящейся ниже по стволу скважины части замковой оправки 430, один или более профилей 450 замковой оправки в радиальном направлении отводятся от профиля 425 насосно-компрессорной трубы. Когда один или более профилей 450 замковой оправки больше не находятся в зацеплении с профилем 425 насосно-компрессорной трубы, замковая оправка 430 больше не фиксируется в насосно-компрессорной трубе 410.[0028] Referring to FIG. 4C, the shearing of the fastening structures 270 is responsive to the activation means in the activation chamber. In the illustrated embodiment, the spring element 245 located in the spring chamber 240 moves to the extended state, and the pressure differential between the pressure chamber 250 and the outer housing 210 moves the pressure chamber 250 into a compressed state. Accordingly, as shown, the latch member 330 pulls the latch structure 440 axially up the wellbore and thus moves the mandrel 430 into the disengaged state. For example, this can occur by "stretching" the toolbar 430. When the toolbar 430 is in the disengaged state, which in this embodiment occurs by shifting the uphole portion of the toolbar 430 relative to the downhole portion of the toolbar 430, one or more mandrel profiles 450 are radially retracted from the tubing profile 425. When one or more mandrel profiles 450 are no longer engaged with the tubing profile 425, the mandrel 430 is no longer locked into the tubing 410.

[0029] Подъемный инструмент 300 был проиллюстрирован и рассмотрен со ссылкой на фиг. 4С как использующий средство активации в камере активации для втягивания в радиальном направлении профилей 450 замковой оправки. В некоторых вариантах реализации подъемное копье 200 может функционировать как обычное сплошное копье, и, таким образом, средство активации и камера активации не используются. Например, в тех ситуациях, в которых подъем замковой оправки 430 является несложной задачей, простой подъем вверх транспортировочного средства 430 может растянуть замковую оправки 430 и, таким образом, втянуть в радиальном направлении профили 450 замковой оправки. Однако, если есть трудности с подъемом замковой оправки 430, могут быть использованы средство активации и камера активации.[0029] The lifting tool 300 has been illustrated and discussed with reference to FIG. 4C as using the activation means in the activation chamber to radially retract the mandrel profiles 450. In some embodiments, the lifting lance 200 may function as a conventional solid lance, and thus no activation means and an activation chamber are used. For example, in situations where lifting the mandrel 430 is not difficult, simply lifting the carrier 430 upwards can stretch the mandrel 430 and thus radially retract the mandrel profiles 450. However, if there is difficulty in lifting the mandrel 430, an activation tool and an activation chamber may be used.

[0030] И наконец, в соответствии с фиг. 4D, подъемный инструмент 300, который все еще прикреплен к замковой оправке 430, может быть извлечен вверх по стволу скважины, как показано пунктирной линией 460. Замковая оправка 430 в одном варианте реализации может оставаться в расцепленном состоянии в течение всего времени извлечения замковой оправки 430 из ствола скважины. Например, поскольку подъемное копье 200 было активировано и, таким образом, передний узел 220 находится во второй конфигурации извлечения, замковая оправка 430 удерживается в расцепленном состоянии. Когда замковая оправка 430 удерживается в расцепленном состоянии, профили 450 замковой оправки втянуты в радиальном направлении и поэтому, вероятно, не будут улавливать другие элементы в стволе скважины при извлечении подъемного инструмента 300 вверх по стволу скважины.[0030] Finally, in accordance with FIG. 4D, the lifting tool 300, which is still attached to the toolbar 430, can be retrieved up the wellbore, as shown by dashed line 460. The toolbar 430, in one embodiment, can remain in the disengaged state during the entire time the toolbar 430 is being pulled out of the wellbore. wellbore. For example, since the lifting lance 200 has been activated and thus the front assembly 220 is in the second extraction configuration, the mandrel 430 is held in the disengaged state. When the mandrel 430 is held in the disengaged state, the mandrel profiles 450 are radially retracted and therefore are not likely to trap other elements in the wellbore when the lifting tool 300 is pulled up the wellbore.

[0031] Далее в соответствии с фиг. 5 проиллюстрирована блок-схема 500, иллюстрирующая один способ извлечения скважинного инструмента. Выполнение способа начинается на начальном этапе 510. Выполнение способа продолжается на этапе 520 путем развертывания подъемного инструмента внутри ствола скважины с использованием транспортировочного средства. Подъемный инструмент в этом варианте реализации содержит защелочный узел и подъемное копье, соединенное с защелочным узлом. Подъемное копье в этом варианте реализации содержит наружный корпус; передний узел, расположенный с возможностью скольжения внутри наружного корпуса, причем передний узел и наружный корпус образуют камеру, и средство активации, расположенное внутри камеры активации, причем средство активации выполнено с возможностью перемещения переднего узла из первой конфигурации спуска во вторую конфигурацию извлечения.[0031] Further, referring to FIG. 5, a flowchart 500 is illustrated illustrating one method for retrieving a downhole tool. Execution of the method begins at an initial step 510. Execution of the method continues at step 520 by deploying a lifting tool inside the wellbore using a transport vehicle. The lifting tool in this embodiment comprises a latch assembly and a lifting lance connected to the latch assembly. The lifting lance in this embodiment comprises an outer casing; a front assembly slidably disposed within the outer housing, the front assembly and the outer housing forming a chamber, and an activation means positioned within the activation chamber, the activation means being configured to move the front assembly from the first descent configuration to the second retrieval configuration.

[0032] После этого выполнение способа продолжается на этапе 530 путем соединения подъемного инструмента с замковой оправкой, прикрепленной к скважинному инструменту и расположенной внутри насосно-компрессорной трубы, расположенной внутри ствола скважины, при этом замковая оправка находится в зацепленном состоянии, причем один или более профилей замковой оправки выдвинуты в радиальном направлении в профиль насосно-компрессорной трубы в насосно-компрессорной трубе. После соединения подъемного инструмента с замковой оправкой выполнение способа продолжается на этапе 540 путем приведения в действие подъемного копья с помощью средства активации, причем средство активации перемещает передний узел из первой конфигурации спуска во вторую конфигурацию извлечения для перемещения замковой оправки в расцепленное состояние, в котором один или более профилей замковой оправки отводятся в радиальном направлении от профиля насосно-компрессорной трубы. Выполнение способа может продолжаться на этапе 550, например, путем извлечения замковой оправки в расцепленном состоянии из ствола скважины с помощью подъемного инструмента и транспортировочного средства. Затем выполнение способа может перейти к этапу 560 остановки.[0032] The method then proceeds to step 530 by connecting the lifting tool to a mandrel attached to the downhole tool and located inside the tubing located inside the wellbore, while the mandrel is in an engaged state, and one or more profiles of the mandrel are extended in the radial direction into the profile of the tubing in the tubing. After connecting the lifting tool to the mandrel, the method continues at step 540 by actuating the lifting javelin with the activation means, wherein the actuating means moves the front assembly from the first lowering configuration to the second extraction configuration to move the mandrel to the disengaged state, in which one or more profiles of the mandrel are retracted in the radial direction from the tubing profile. The method may continue at step 550, for example, by removing the mandrel in the disengaged state from the wellbore using a lifting tool and transport means. The execution of the method may then proceed to stop 560 .

[0033] Раскрытые в данном документе аспекты включают следующее: [0033] Aspects disclosed herein include the following:

A. Подъемное копье. Подъемное копье содержит: наружный корпус; передний узел, расположенный с возможностью скольжения внутри наружного корпуса, причем передний узел и наружный корпус образуют камеру активации; и средство активации, расположенное внутри камеры активации, причем средство активации выполнено с возможностью перемещения переднего узла из первой конфигурации спуска во вторую конфигурацию извлечения.A. Lifting lance. Lifting lance contains: outer body; a front assembly slidably disposed within the outer housing, the front assembly and the outer housing forming an activation chamber; and an activation means located within the activation chamber, the activation means being configured to move the front assembly from the first descent configuration to the second retrieval configuration.

B. Способ извлечения скважинного инструмента. Способ включает в себя: развертывание подъемного инструмента внутри ствола скважины с помощью транспортировочного средства, причем подъемный инструмент содержит защелочный узел и подъемное копье, соединенное с защелочным узлом, при этом подъемное копье содержит: 1) наружный корпус, 2) передний узел, расположенный с возможностью скольжения внутри наружного корпуса, причем передний узел и наружный корпус образуют камеру активации, и 3) средство активации, расположенное внутри камеры активации, причем средство активации выполнено с возможностью перемещения переднего узла из первой конфигурации спуска во вторую конфигурацию извлечения; соединение подъемного инструмента с замковой оправкой, прикрепленной к скважинному инструменту и расположенной внутри насосно-компрессорной трубы, расположенной внутри ствола скважины, при этом замковая оправка находится в зацепленном состоянии, причем один или более профилей замковой оправки выдвинуты в радиальном направлении в профиль насосно-компрессорной трубы в насосно-компрессорной трубе; приведение в действие подъемного копья с помощью средства активации, причем средство активации перемещает передний узел из первой конфигурации спуска во вторую конфигурацию извлечения для перемещения замковой оправки в расцепленное состояние, в котором один или более профилей замковой оправки отводятся в радиальном направлении от профиля насосно-компрессорной трубы; и извлечение замковой оправки в расцепленном состоянии из ствола скважины с помощью подъемного инструмента и транспортировочного средства.B. Downhole Tool Retrieval Method. The method includes: deployment of a lifting tool inside the wellbore by means of a transport vehicle, the lifting tool comprising a latch assembly and a lifting lance connected to the latch assembly, the lifting lance comprising: 1) an outer housing, 2) a front assembly located with the possibility sliding within the outer casing, the front assembly and the outer casing forming an activation chamber, and 3) an activation means located inside the activation chamber, the activation means being configured to move the front assembly from the first descent configuration to the second retrieval configuration; connection of a lifting tool with a mandrel attached to the downhole tool and located inside the tubing located inside the wellbore, while the mandrel is in an engaged state, and one or more profiles of the mandrel are extended radially into the profile of the tubing in tubing; actuating the lifting javelin by means of an activation means, wherein the activation means moves the front assembly from the first lowering configuration to the second extraction configuration to move the mandrel to a disengaged state in which one or more mandrel profiles are retracted radially from the tubing profile ; and extracting the mandrel in the disengaged state from the wellbore using a lifting tool and a transport means.

Аспекты A и B могут включать в себя один или более из следующих дополнительных элементов в комбинации:Aspects A and B may include one or more of the following optional elements in combination:

[0034] Элемент 1: отличающийся тем, что камера активации представляет собой камеру пружины, а средство активации представляет собой пружинный элемент. Элемент 2: отличающийся тем, что пружинный элемент выполнен с возможностью нахождения в сжатом состоянии, когда передний узел находится в первой конфигурации спуска, и в выдвинутом состоянии, когда передний узел находится во второй конфигурации извлечения. Элемент 3: отличающийся тем, что камера активации представляет собой камеру давления, а средство активации представляет собой перепад давления между камерой давления и давлением в скважине, окружающим подъемное копье. Элемент 4: отличающийся тем, что одно или более уплотнений расположены между наружным корпусом и передним узлом, и дополнительно при этом камера давления представляет собой камеру атмосферного давления. Элемент 5: отличающийся тем, что камера давления выполнена с возможностью нахождения в выдвинутом состоянии, когда передний узел находится в первой конфигурации спуска, и в сжатом состоянии, когда передний узел находится во второй конфигурации извлечения. Элемент 6: отличающийся тем, что камера активации содержит первую камеру пружины и вторую камеру давления, и дополнительно при этом средство активации содержит пружинный элемент, расположенный внутри первой камеры давления, и перепад давления, расположенный внутри второй камеры давления, и дополнительно при этом пружинный элемент выполнен с возможностью нахождения в первом сжатом состоянии, а камера давления выполнена с возможностью нахождения в первом выдвинутом состоянии, когда передний узел находится в первой конфигурации спуска, и пружинный элемент выполнен с возможностью нахождения во втором выдвинутом состоянии, а камера давления выполнена с возможностью нахождения во втором сжатом состоянии, когда передний узел находится во второй конфигурации извлечения. Элемент 7: отличающийся тем, что передний узел содержит часть штанги, переднюю часть, расположенную в непосредственной близости от одного конца части штанги, и часть зацепления, расположенную в непосредственной близости от противоположного конца части штанги. Элемент 8: дополнительно содержащий крепежную конструкцию, расположенную между передним узлом и наружным корпусом. Элемент 9: отличающийся тем, что крепежная конструкция представляет собой набор из одного или более срезных штифтов. Элемент 10: отличающийся тем, что подъемное копье удерживает замковую оправку в расцепленном состоянии в течение всего времени извлечения замковой оправки из ствола скважины. Элемент 12: дополнительно содержащий набор из одного или более срезных штифтов, расположенных между передним узлом и внутренним радиальным каналом для удержания переднего узла в первой конфигурации спуска при развертывании подъемного инструмента, и дополнительно включающий приведение в действие подъемного копья с помощью средства активации путем срезания одного или более срезных штифтов.[0034] Element 1: characterized in that the activation chamber is a spring chamber and the activation means is a spring element. Element 2: characterized in that the spring element is configured to be in a compressed state when the front assembly is in the first descent configuration, and in an extended state when the front assembly is in the second retrieval configuration. Element 3: characterized in that the activation chamber is a pressure chamber and the activation means is a pressure difference between the pressure chamber and the well pressure surrounding the lifting lance. Element 4: characterized in that one or more seals are located between the outer casing and the front assembly, and additionally, the pressure chamber is an atmospheric pressure chamber. Element 5: characterized in that the pressure chamber is configured to be in an extended state when the front assembly is in the first descent configuration, and in a compressed state when the front assembly is in the second retrieval configuration. Element 6: characterized in that the activation chamber contains the first spring chamber and the second pressure chamber, and additionally, the activation means contains a spring element located inside the first pressure chamber, and a pressure difference located inside the second pressure chamber, and additionally a spring element is configured to be in a first compressed state, and the pressure chamber is configured to be in a first extended state, when the front assembly is in the first trigger configuration, and the spring element is configured to be in a second extended state, and the pressure chamber is configured to be in the second compressed state when the front node is in the second extraction configuration. Element 7: characterized in that the front assembly comprises a rod part, a front part located in close proximity to one end of the rod part, and an engagement part located in close proximity to the opposite end of the rod part. Element 8: additionally containing a fastening structure located between the front node and the outer case. Element 9: characterized in that the fastening structure is a set of one or more shear pins. Element 10: characterized in that the lifting lance keeps the mandrel in the disengaged state during the entire time the mandrel is removed from the wellbore. Element 12: further comprising a set of one or more shear pins located between the front node and the inner radial channel to hold the front node in the first descent configuration when the lifting tool is deployed, and further including actuating the lifting lance using an activation means by cutting one or more shear pins.

Специалистам в данной области техники будет понятно, что в описанные варианты реализации могут быть внесены другие и дополнительные добавления, удаления, замены и модификации.Those skilled in the art will appreciate that other and additional additions, deletions, substitutions, and modifications may be made to the described embodiments.

Claims

1. Lifting tool, containing:

latch assembly containing:

a latch assembly body having an engagement end and defining a central opening, and

a latch member connected to the latch assembly body, the latch member being movable between a radially extended state and a radially retracted state; and

a lifting lance connected to a latch assembly and containing:

outer case;

a front assembly slidably located within the outer housing, the front assembly comprising a rod section that extends at least partially in the central opening of the latch assembly housing, the front section being located in close proximity to one end of the rod section, and the engaging section located in in close proximity to the opposite end of the rod section and engaged with the engagement end of the latch assembly housing, the front assembly and the outer housing forming an activation chamber; and

activation means located within the activation chamber, wherein the activation means is configured to move the front assembly from the first descent configuration to the second retrieval configuration.

2. The lifting tool of claim 1, wherein the activation chamber is a spring chamber and the activation means is a spring element, or optionally the spring element is configured to be in a compressed state when the front assembly is in the first descent configuration, and in extended state when the front node is in the second extraction configuration.

3. The lifting tool of claim 1, wherein the activation chamber is a pressure chamber and the activation means is a differential pressure between the pressure chamber and the well pressure surrounding the lifting lance.

4. The lifting tool of claim 3, wherein one or more seals are located between the outer housing and the front assembly, and in addition, the pressure chamber is an atmospheric pressure chamber, or, if necessary, the pressure chamber is configured to be in an extended state when the front node is in the first descent configuration, and in a compressed state when the front node is in the second retrieval configuration.

5. The lifting tool according to claim 1, wherein the activation chamber comprises a first spring chamber and a second pressure chamber, in addition, the activation means comprises a spring element located inside the first spring chamber and a pressure difference between the inside and outside of the second pressure chamber, and furthermore, the spring element is configured to be in a first compressed state and the pressure chamber is configured to be in a first extended state when the forward assembly is in the first trigger configuration, and the spring element is configured to be in a second extended state, and the chamber pressure is configured to be in a second compressed state when the forward assembly is in the second extraction configuration.

6. The lifting tool of claim. 1, in which the lifting lance includes a mounting structure located between the front node and the outer casing.

7. The lifting tool of claim 6 wherein the fastening structure is a set of one or more shear pins.

8. A method for extracting a downhole tool, including:

deployment of a lifting tool inside the wellbore by means of a transport means, the lifting tool comprising:

latch assembly containing:

a lifting lance connected to a latch assembly, the lifting lance comprising:

outer case;

an activation means located within the activation chamber, the activation means being configured to move the front assembly from the first descent configuration to the second retrieval configuration;

connection of a lifting tool to a mandrel attached to the downhole tool and located inside the tubing located inside the wellbore, while the mandrel is in an engaged state with one or more mandrel profiles extended radially into the tubing profile in tubing;

actuating the lifting lance by the activation means, wherein the activation means moves the front assembly from the first lowering configuration to the second extraction configuration to move the mandrel to a disengaged state in which one or more mandrel profiles are retracted radially away from the tubing profile ; and

extracting the mandrel in the disengaged state from the wellbore using a lifting tool and a transport means.

9. The method of claim. 8, in which the lifting javelin keeps the mandrel in the disengaged state during the entire time the mandrel is removed from the wellbore.

10. The method of claim 8, wherein the activation chamber is a spring chamber and the activation means is a spring element, or optionally the spring element is configured to be in a compressed state when the front assembly is in the first trigger configuration, and in an extended the state that the front assembly is in the second extraction configuration, and further, actuating the lifting lance by the activation means includes extending the spring member to the extended state.

11. The method of claim 8, wherein the activation chamber is a pressure chamber and the activation means is a differential pressure between the pressure chamber and the well pressure surrounding the lifting lance, or, if desired, one or more seals are located between the outer casing and the front assembly , and furthermore, the pressure chamber is an atmospheric pressure chamber, or if necessary, the pressure chamber is configured to be in an extended state when the front assembly is in the first descent configuration, and in a compressed state when the front assembly is in the second extraction configuration, and furthermore, actuating the lifting lance by means of the activation means compressing the pressure chamber.

12. The method according to claim 8, in which the activation chamber comprises a first spring chamber and a second pressure chamber, in addition, the activation means comprises a spring element located inside the first spring chamber, and a pressure difference between the inside and outside of the second pressure chamber, in addition , the spring element is configured to be in the first compressed state, and the pressure chamber is configured to be in the first extended state, when the forward assembly is in the first trigger configuration, and the spring element is configured to be in the second extended state, and the pressure chamber is configured to the possibility of being in a second compressed state when the front assembly is in the second extraction configuration, and, in addition, actuating the lifting lance with the activation means includes extending the spring element and compressing the pressure chamber.

13. The method of claim. 8, further including a set of one or more shear pins located between the front node and the inner radial channel, for holding the front node in the first descent configuration when deploying the lifting tool, and further including actuating the lifting lance with activation means by shearing one or more shear pins.