RU2791318C1 - Liner hanger - Google Patents
Liner hanger Download PDFInfo
- Publication number
- RU2791318C1 RU2791318C1 RU2022117436A RU2022117436A RU2791318C1 RU 2791318 C1 RU2791318 C1 RU 2791318C1 RU 2022117436 A RU2022117436 A RU 2022117436A RU 2022117436 A RU2022117436 A RU 2022117436A RU 2791318 C1 RU2791318 C1 RU 2791318C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- liner
- stuffing box
- plug
- cementing
- landing
- Prior art date
Links
Images
Abstract
Description
Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, а именно к устройствам для цементирования хвостовика в открытом и обсаженном стволе скважины.The invention relates to the oil and gas industry, and in particular to devices for cementing a liner in an open and cased wellbore.
Известно устройство для цементирования хвостовика в скважине (патент RU № 2448234, МПК Е21В 17/06, 43/10, опубл. 20.04.2012, бюл. № 11), содержащее установочную муфту для присоединения устройства к транспортировочной колонне труб, корпус, хвостовик, клапанный узел в виде подпружиненного обратного клапана и башмак. В стенке установочной муфты выполнены радиальные отверстия, в которых установлены разрушаемые под гидравлическим давлением диафрагмы, при этом она присоединена к корпусу на левой резьбе, внутри корпуса на срезаемых винтах установлена подвесная цементировочная пробка в виде блока эластичных конических манжет с сердечником с центральным проходным каналом и посадочным седлом в верхней части под сбрасываемую с устья скважины цементировочную пробку и посадочным конусом, выполненным на нижнем упорном кольце блока конических манжет для посадки в седло стоп-кольца, установленного в стыке между нижним торцом хвостовика и верхним торцом переходника клапанного узла, в соединяющей их муфте. Способ цементирования хвостовика в скважине включает процесс монтирования устройства на устье скважины, спуск устройства и проведение цементирования.A device for cementing a liner in a well is known (patent RU No. 2448234, IPC E21V 17/06, 43/10, publ. 20.04.2012, bull. No. 11), containing an installation coupling for connecting the device to a transport string of pipes, a body, a liner, valve assembly in the form of a spring-loaded check valve and shoe. Radial holes are made in the wall of the mounting sleeve, in which diaphragms destructible under hydraulic pressure are installed, while it is attached to the body on the left-hand thread, inside the body, on sheared screws, a suspension cementing plug is installed in the form of a block of elastic conical cuffs with a core with a central passage channel and a landing a saddle in the upper part under the cementing plug discharged from the wellhead and a landing cone made on the lower thrust ring of the conical collar block for seating the stop ring installed in the joint between the lower end of the liner and the upper end of the valve assembly adapter, in the coupling connecting them. The method of cementing a liner in a well includes the process of mounting a device at the wellhead, running the device, and carrying out cementing.
Недостатками устройства являются:The disadvantages of the device are:
- невозможность вращения хвостовика в процессе его спуска в заданный интервал скважины и в процессе крепления, что затрудняет его прохождение в зонах искривления ствола скважины и шламовых подушек, а также снижает качество замещения бурового раствора тампонажным в затрубном пространстве;- the impossibility of rotation of the liner during its descent into a given interval of the well and in the process of fastening, which makes it difficult to pass in the zones of curvature of the wellbore and sludge pads, and also reduces the quality of replacement of drilling fluid with plugging fluid in the annulus;
- отсоединение транспортировочной колонны от хвостовика осуществляется посредством разгрузки и вращения вправо на несколько оборотов, для выхода из резьбы, что делает проблематичным или даже невозможным отсоединение при малой длине хвостовика.- disconnection of the transport string from the liner is carried out by unloading and turning to the right for several revolutions to exit the thread, which makes it problematic or even impossible to disconnect when the liner is short.
Наиболее близким к предлагаемому изобретению является устройство для цементирования хвостовика в скважине, выпускаемое ООО «НПП-Нефтехиммаш» г. Казань, которое изготавливается по ТУ 3666-032-13005298-05 («Оборудование для установки хвостовика ОУХ», руководство по эксплуатации ОУХ 00.00.000. РЭ-03, 2018 г.), содержащее корпус с верхней частью, включающей сальниковое устройство, имеющее как минимум три манжеты, верхняя манжета рабочей частью развернута вверх, а остальные манжеты рабочей частью расположены по направлению вниз, и установленной на нижней части сальникового устройства подвесной пробкой на срезаемых винтах с проходным каналом и посадочным седлом под сбрасываемую с устья скважины пробку и посадочным конусом, выполненным на нижней части подвесной пробки для посадки в седло стоп-кольца, присоединенной посредством левой наружной резьбы разъединительным переходником к нижней части корпуса, включающей воронку, представляющую собой муфту с конусной направляющей поверхностью и левой внутренней резьбой.Closest to the proposed invention is a device for cementing a liner in a well, manufactured by NPP-Neftekhimmash LLC, Kazan, which is manufactured according to TU 3666-032-13005298-05 (“Equipment for installing a liner OUH”, operating manual OUH 00.00. 000. RE-03, 2018), containing a body with an upper part, including a stuffing box, having at least three cuffs, the upper cuff with the working part turned up, and the remaining cuffs with the working part located downwards, and installed on the lower part of the stuffing box devices with a hanging plug on shearable screws with a through channel and a landing seat for a plug dropped from the wellhead and a landing cone made on the lower part of the hanging plug for landing in the stop ring seat, connected by means of a left external thread by a disconnect adapter to the lower part of the body, including a funnel , which is a coupling with a conical guide surface and a left internal thread.
Недостатками известного устройства являются:The disadvantages of the known device are:
- отцеп хвостовика производится за счет правого вращения по левой резьбе, что может привести к неконтролируемому отвороту выше устройства в любом из замковых соединений транспортировочной колонны;- the liner is uncoupled due to the right rotation along the left thread, which can lead to an uncontrolled lapel above the device in any of the interlocks of the transport string;
- отсутствие возможности вращения хвостовика в процессе цементирования;- no possibility of liner rotation during cementing;
- принцип отцепа до начала цементирования с извлечением сальникового устройства из хвостовика и затем вновь спуск его внутрь хвостовика может привести к разрушению манжет сальникового устройства, что приведет к негерметичности узла отцепа в процессе цементирования и как следствие к аварийной ситуации.- the principle of uncoupling prior to cementing with the extraction of the stuffing box from the liner and then again lowering it into the liner can lead to the destruction of the seals of the stuffing box, which will lead to leakage of the unseal unit during the cementing process and, as a result, to an emergency.
Техническими задачами являются создание надежной, мало модульной и простой в применении конструкции, обеспечивающей доставку хвостовика в скважину, повышение эффективности крепления хвостовика за счет повышения качества цементной крепи, совмещения операций цементирования и вращения обсадного хвостовика, гарантированного отсоединения колонны труб от хвостовика независимо от его длины и сложности профиля ствола скважины.The technical objectives are to create a reliable, low-modular and easy-to-use design that ensures the delivery of the liner to the well, increasing the efficiency of liner clamping by improving the quality of the cement lining, combining the operations of cementing and rotating the casing liner, guaranteed disconnection of the pipe string from the liner, regardless of its length, and complexity of the wellbore profile.
Технические задачи решаются подвеской хвостовика, содержащей корпус с верхней частью, включающей сальниковое устройство с как минимум тремя манжетами и установленной внутри нижней части сальникового устройства подвесной пробкой на срезаемых винтах с проходным каналом и посадочным седлом под сбрасываемую с устья скважины пробку и посадочным конусом, выполненным на нижней части подвесной пробки для посадки в седло стоп-кольца, присоединенной к нижней части корпуса.Technical problems are solved by a liner hanger, containing a body with an upper part, including a stuffing box with at least three cuffs and a hanging plug installed inside the lower part of the stuffing box on shear screws with a through channel and a landing seat for a plug dropped from the wellhead and a landing cone made on the bottom of the suspension plug for seating the stop ring attached to the bottom of the body.
Новым является то, что в верхней части сальникового устройства выше манжет выполнено как минимум два силовых штифта, расположенных друг напротив друга, толщиной, обеспечивающей возможность выдержки как минимум весовой нагрузки спускаемого в скважину хвостовика, а нижняя часть корпуса в верхней части оснащена как минимум двумя сквозными пазами с соответствующими карманами с возможностью совмещения с силовыми штифтами сальникового устройства.What is new is that in the upper part of the stuffing box above the cuffs there are at least two power pins located opposite each other, with a thickness that makes it possible to withstand at least the weight load of the liner lowered into the well, and the lower part of the body in the upper part is equipped with at least two through grooves with corresponding pockets with the possibility of combining with the power pins of the stuffing box.
На фиг. 1 изображена подвеска хвостовика в собранном виде перед спуском в скважину.In FIG. 1 shows the assembled liner hanger before running into the well.
На фиг. 2 изображен фрагмент Б.In FIG. 2 shows part B.
На фиг. 3 изображен вид А-А.In FIG. 3 is a view A-A.
Подвеска хвостовика (далее - устройство) содержит корпус с верхней частью 1 с верхней резьбой 2 (резьбовой частью) (фиг. 1) для присоединения устройства к транспортировочной колонне труб и присоединенной к ней нижней частью 3 с наружной резьбой в нижней части для соединения с хвостовиком 4. При этом верхняя часть 1 корпуса имеет сальниковое устройство 5 с как минимум тремя манжетами, например, манжетой 6 и манжетами 7 (фиг. 1 и 2), и установленную внутри нижней части сальникового устройства 5 (фиг. 1) подвесную цементировочную пробку 8 на срезаемых винтах 9 с проходным каналом и посадочным седлом под сбрасываемую с устья скважины пробку (на фиг. 1, 2, 3 не показаны) и посадочным конусом (на фиг. 1, 2, 3 не показан), выполненным на нижней части подвесной цементировочной пробки 8 (фиг. 1) для посадки в седло стоп-кольца 10, присоединенной к нижней части корпуса. Манжета 6 (фиг. 2) в верхней части корпуса 1 установлена рабочей частью - лепестками вверх, а манжеты 7 (например, 4 манжеты) установлены рабочей частью - лепестками вниз.The liner hanger (hereinafter referred to as the device) contains a body with an
В верхней части сальникового устройства 5 (фиг. 1) выше манжет 6 и 7 выполнено как минимум два силовых штифта 11, расположенных друг напротив друга, толщиной, обеспечивающей возможность выдержки как минимум весовой нагрузки спускаемого в скважину хвостовика 4. Так, например, для спуска хвостовика 4 размером 114х7,4 мм, весом 2 т необходимо установить два силовых штифта 11 из стали диаметром не менее 10 мм (расчеты проведены на срез по пределу прочности материала по справочнику конструктора-машиностроителя Анурьева В.И.). А нижняя часть 3 корпуса в верхней части оснащена как минимум двумя сквозными пазами 12 (количество силовых штифтов 11 (фиг. 3) и сквозных пазов 12 совпадает) с соответствующими карманами 13 (фиг. 1), выполненными под заход силовых штифтов 11 верхнего корпуса 1, и с возможностью совмещения с силовыми штифтами 11 сальникового устройства 5. Таким образом соединение верхней части 1 и нижней части 2 корпуса происходит за счет совмещения силовых штифтов 11 (фиг. 3) верхней части 1 (фиг. 1) и сквозных пазов 12 (фиг. 3) с соответствующими карманами 13 (фиг. 1) нижней части 2 корпуса.In the upper part of the stuffing box 5 (Fig. 1) above the
Предлагаемое устройство работает следующим образом.The proposed device works as follows.
Хвостовик 4 с установленным стандартным башмаком (на фиг. 1-3 не показан) и стоп-кольцом 10 (фиг. 1) соединяют с нижней частью 3 корпуса устройства. Далее верхнюю часть 1 корпуса в собранном виде (с сальниковым устройством 5 и подвесной цементировочной пробкой 8) спускают внутрь нижней части 3 корпуса устройства, при этом силовые штифты 11 (фиг. 3) заходят в сквозные пазы 12 нижней части 2 (фиг. 1) корпуса.The
Далее корпус устройства проворачивают вправо, до упора силовых штифтов 11 в карманы 13 и фиксации там. Верхнюю часть 1 корпуса устройства присоединяют к нижнему концу транспортировочной колонны труб и спускают в скважину на заданную глубину. При необходимости во время спуска хвостовика 4 в скважину в интервалах посадок проводят вращение хвостовика 4 вправо через бурильный инструмент. После дохождения хвостовика 4 до проектной глубины хвостовик 4 готов к цементированию. На устье на колонну бурильных труб наворачивается цементировочный вертлюг с цементировочной пробкой. Начинают вращение всей компоновки (транспортировочной колонны вместе с хвостовиком) вправо.Next, the body of the device is turned to the right, until the
Далее производят закачку расчетного объема тампонажного раствора, и продавливают его с помощью продавочной пробки (на фиг 1-3 не показана). По достижении верхней продавочной пробки подвесной цементировочной пробки 8 (фиг.1), установленной в кольцевом сужении верхней части 1 корпуса и зафиксированной при помощи срезаемых винтов 9, она садится в посадочное седло центрального проходного канала подвесной цементировочной пробки 8. Затем при дальнейшем увеличении гидравлического давления происходит срез винтов 9, и подвесная цементировочная пробка 8 под действием повышенного давления с продавочной пробкой начинает перемещаться вниз до посадки в стоп-кольцо 10 и получения сигнала о завершении процесса цементирования. После получения сигнала о завершении процесса цементирования вращение обсадного хвостовика 4 останавливают, и разгружают компоновку на вес хвостовика 4. После этого производят поворот влево на 0,5 оборота и приподнимают транспортировочную колонну вверх, при этом силовые штифты 11 выходят из сквозных пазов 12 и происходит отцеп от хвостовика 4. Затем транспортировочную колонну труб приподнимают на высоту не менее 10 м и после этого производят промывку излишков тампонажного раствора до полного выхода на устье остатков тампонажного раствора с интервала головы хвостовика 4 с одновременным расхаживанием и вращением транспортировочной колонны труб, причем промывку головы хвостовика от излишков тампонажного раствора производят как прямым способом через трубное пространство транспортировочной колонны труб, так и обратным через затрубное пространствоNext, the estimated volume of the cement slurry is pumped, and it is forced through with the help of a squeezing plug (not shown in FIGS. 1-3). Upon reaching the upper displacement plug of the suspended cementing plug 8 (figure 1), installed in the annular narrowing of the
Предлагаемое устройство является надежным, мало модульным и простым в применении, позволяет обеспечить вращение хвостовика при спуске его в скважину и в процессе цементирования. Предлагаемое устройство позволяет повысить эффективность цементирования хвостовика за счет совмещения операций цементирования и вращения обсадного хвостовика, гарантированного отсоединения колонны труб от хвостовика независимо от его длины и в любом интервале скважины с любой сложностью и направлением ствола.The proposed device is reliable, little modular and easy to use, allows you to rotate the liner when running it into the well and in the process of cementing. The proposed device makes it possible to increase the efficiency of liner cementing by combining the operations of cementing and rotating the casing liner, guaranteed disconnection of the pipe string from the liner regardless of its length and in any interval of the well with any complexity and direction of the wellbore.
Claims (1)
Publications (1)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
RU2791318C1 true RU2791318C1 (en) | 2023-03-07 |
Family
ID=
Citations (9)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
SU870674A1 (en) * | 1979-09-14 | 1981-10-07 | Полтавское Управление Буровых Работ Производственного Объединения "Укрнефть" | Disconnector |
SU909128A1 (en) * | 1980-03-28 | 1982-02-28 | Туркменский Научно-Исследовательский Геологоразведочный Институт Управления Геологии Туркменской Сср | Device for cementing flush casings |
US4393931A (en) * | 1981-04-27 | 1983-07-19 | Baker International Corporation | Combination hydraulically set hanger assembly with expansion joint |
US4479544A (en) * | 1983-03-02 | 1984-10-30 | Baker Oil Tools, Inc. | Pressure actuated pack-off and method |
RU2424423C1 (en) * | 2010-03-30 | 2011-07-20 | Сергей Владимирович Терентьев | Device for setting shank end of casing 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 |
RU2612373C2 (en) * | 2011-12-21 | 2017-03-09 | Веллтек А/С | Setting tool |
RU2625663C2 (en) * | 2015-11-25 | 2017-07-18 | Геннадий Иосифович Геймаш | Disconnector non-hazardous with preventer |
RU174927U1 (en) * | 2017-05-10 | 2017-11-15 | Игорь Александрович Малыхин | FILLING UNIT FOR CEMENTING ADDITIONAL COLUMNS |
Patent Citations (9)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
SU870674A1 (en) * | 1979-09-14 | 1981-10-07 | Полтавское Управление Буровых Работ Производственного Объединения "Укрнефть" | Disconnector |
SU909128A1 (en) * | 1980-03-28 | 1982-02-28 | Туркменский Научно-Исследовательский Геологоразведочный Институт Управления Геологии Туркменской Сср | Device for cementing flush casings |
US4393931A (en) * | 1981-04-27 | 1983-07-19 | Baker International Corporation | Combination hydraulically set hanger assembly with expansion joint |
US4479544A (en) * | 1983-03-02 | 1984-10-30 | Baker Oil Tools, Inc. | Pressure actuated pack-off and method |
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 |
RU2424423C1 (en) * | 2010-03-30 | 2011-07-20 | Сергей Владимирович Терентьев | Device for setting shank end of casing in well |
RU2612373C2 (en) * | 2011-12-21 | 2017-03-09 | Веллтек А/С | Setting tool |
RU2625663C2 (en) * | 2015-11-25 | 2017-07-18 | Геннадий Иосифович Геймаш | Disconnector non-hazardous with preventer |
RU174927U1 (en) * | 2017-05-10 | 2017-11-15 | Игорь Александрович Малыхин | FILLING UNIT FOR CEMENTING ADDITIONAL COLUMNS |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
US2148327A (en) | Oil well completion apparatus | |
AU715236B2 (en) | Well completion system and method | |
US8573328B1 (en) | Hydrocarbon well completion system and method of completing a hydrocarbon well | |
RU2738052C1 (en) | Device for lowering suspension and cementing shank in well | |
RU2534690C1 (en) | Universal wellhead packer | |
RU2595122C1 (en) | Method for cementing shank in well and device therefor | |
CN102953698A (en) | Expansion-type rotatable tail pipe hanger | |
RU2791318C1 (en) | Liner hanger | |
RU2790624C1 (en) | Liner release device | |
RU2167273C1 (en) | Method of casing liner installation in well | |
RU2283941C1 (en) | Troublesome well zone isolation device | |
CN115538975A (en) | Leaking stoppage oil extraction device and leaking stoppage oil extraction method for multi-point water outlet oil well | |
RU2626108C2 (en) | Method of well casing by tail pipe with bottomhole screen | |
RU2773092C1 (en) | Method for fixing a liner in a well with subsequent hydraulic fracturing and a device for its implementation | |
RU2708740C1 (en) | Device for isolation of a complication zone with pre-flushing | |
RU2343272C2 (en) | Cementing valve of casing string | |
RU2777240C1 (en) | Method for installing a rotating liner in a well and a device for its implementation | |
RU2821881C1 (en) | Method of sealing head of rotating liner in well | |
CA3186495A1 (en) | Wellbore staged operation method and rubber plug for said method | |
RU2782908C1 (en) | Device for running and cementing a liner in a well | |
RU2773116C1 (en) | Method for cementing a liner in a well and a device for its implementation | |
RU2262582C1 (en) | Detachable connection of pressure pipe string in well | |
RU2766980C1 (en) | Device for suspension and cementing of liner in well with preliminary disconnection from transport string | |
RU2021486C1 (en) | Packer | |
RU2821094C1 (en) | Device for running and cementing liner with rotation |