RU2815800C1 - Скважинный трубный разъединитель (варианты) - Google Patents

Abstract

Группа изобретений относится к нефтегазодобывающей промышленности. Скважинный трубный разъединитель содержит корпус в виде трубы со ступенчатым осевым отверстием, в верхней ступени которого выполнена левая цилиндрическая резьба. Средняя ступень выполнена гладкопроходной. В нижней ступени выполнен кольцевой уступ. Гайка с левой цилиндрической резьбой, в отверстии которой выполнены шлицы, соединена с корпусом. Над корпусом установлена втулка, в осевом отверстии которой выполнены шлицы. Несущая труба, нижняя ступень которой диаметра размещена в средней ступени корпуса с возможностью вращения и продольного перемещения. Средняя ступень меньшего диаметра взаимодействует шлицами с гайкой с возможностью продольного перемещения и втулкой с возможностью продольного перемещения и вращения в крайнем нижнем положении несущей трубы. На верхней ступени несущей трубы между верхней муфтой и втулкой установлена пружина. Узел деактивации функции передачи крутящего момента содержит кольцевой уступ в нижней ступени осевого отверстия корпуса, взаимодействующий с торцом нижней ступени несущей трубы в её крайнем нижнем положении, при котором рассоединяются шлицы ее средней ступени и шлицы втулки. Осевое отверстие втулки выполнено ступенчатым, гладкопроходная верхняя ступень которого меньшего диаметра взаимодействует с верхней ступенью несущей трубы. Шлицы втулки выполнены в средней ступени осевого отверстия диаметра. Узел фиксации элементов узла деактивации в положении деактивации содержит разрезное кольцо, установленное в кольцевой канавке, выполненной в верхней гладкопроходной ступени осевого отверстия втулки и взаимодействующее в крайнем нижнем положении несущей трубы с кольцевой канавкой, выполненной на верхней ступени несущей трубы между втулкой и верхней муфтой. Заявлен вариант скважинного трубного разъединителя. Достигается технический результат – повышение надежности работы разъединителя. 2 н.п. ф-лы, 10 ил.

Description

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и может быть использовано для разъединения несущей колонны бурильных труб с подвесным хвостовиком или секцией обсадной колонны скважины при их спуске и цементировании.

Известно устройство для спуска и цементирования хвостовиков (А.с. СССР №300587, Е21В 19/00, 1969 г., опубл. 07.04.1971. Бюл. №13), выбранное в качестве аналога и содержащее

• корпус в виде трубы со ступенчатым осевым отверстием, в стенке нижней ступени которого с меньшим диаметром выполнены сквозные радиальные отверстия, а в ее нижней части выполнена резьба для соединения с верхней трубой хвостовика или секции обсадной колонны,

• резьбовую пробку с гладким осевым отверстием, соединенную левой цилиндрической резьбой с верхней частью корпуса,

• соединенный с несущей колонной бурильных труб ступенчатый шток с осевым отверстием, верхняя ступень которого установлена в отверстии резьбовой пробки с возможностью вращения и продольного перемещения, а нижняя ступень расположена в верхней ступени осевого отверстия корпуса с большим диаметром с возможностью вращения и продольного перемещения,

• при этом верхняя ступень отверстия корпуса, верхняя ступень штока, верхний торец нижней ступени штока и резьбовая пробка образуют герметически закрытую маслозаполненную полость, соединенную перепускным каналом с осевым отверстием штока,

• подвижную втулку, установленную в осевом отверстии штока и перекрывающую в исходном положении перепускной канал штока,

• шлицевую муфту, установленную в нижней ступени осевого отверстия с возможностью продольного перемещения, перекрывающую промывочные окна, выполненные в стенке нижней ступени корпуса, и закрепленную в исходном положении срезными штифтами,

• узел передачи вращения от несущей колонны бурильных труб подвесному хвостовику или секции обсадной колонны, содержащий шлицевые соединения муфты с нижней ступенью осевого отверстия корпуса и ступенчатым штоком,

• узел разъединения несущей колонны бурильных труб с подвесным хвостовиком или секцией обсадной колонны, содержащий шлицевое соединение ступенчатого штока с резьбовой пробкой,

• уплотнительные элементы в подвижных и неподвижных взаимодействиях элементов конструкции.

Недостатком известного разъединителя является низкая надежность работы, обусловленная возможностью потери герметичности закрытой маслозаполненной полости, герметичность которой должна обеспечиваться не менее чем пятью уплотнениями в следующих взаимодействиях элементов конструкции:

• в подвижном соединении верхней ступени штока и резьбовой пробки,

• в неподвижном соединении резьбовой пробки левой цилиндрической резьбой с корпусом,

• в неподвижном соединении штока и подвижной втулки, перекрывающей в исходном положении его перепускной канал, герметичность которого должна обеспечиваться не менее чем двумя уплотнениями,

• в подвижном соединении нижней ступени штока и верхней ступени отверстия корпуса.

При этом давление в закрытой маслозаполненной полости при спуске подвесного хвостовика или секции обсадной колонны будет значительно больше скважинного давления, что обусловлено подвижным взаимодействием штока и верхней ступени отверстия корпуса, в связи с чем в процессе спуска корпус, соединенный с подвесным хвостовиком или секцией обсадной колонны, от воздействия их массы будет смещаться вниз по штоку, значительно увеличивая давление масла в закрытой полости.

Нарушение целостности и разрушение любого из перечисленных уплотнений в результате значительного повышения давления приведет к тому, что полость станет негерметичной и корпус с подвесным хвостовиком или секцией обсадной колонны от воздействия их массы сместится вниз по штоку в крайнее нижнее положение, при котором произойдет разъединение шлицевого соединения штока и муфты и соединение шлицев штока и резьбовой пробки. Тем самым будет невозможна передача вращения от несущей колонны бурильных труб подвесному хвостовику или секции обсадной колонны.

Поскольку на поверхности эта ситуация не может быть выявлена ввиду отсутствия соответствующих показаний на приборах пульта бурильщика (индикатор веса, моментомер и манометр), персонал на вышечном блоке буровой установки будет предполагать, что шток по-прежнему находится в нижнем положении и передача вращения от несущей колонны бурильных труб подвесному хвостовику или секции обсадной колонны возможна. Поэтому в случае посадки и зависания подвесного хвостовика или секции обсадной колонны в открытом стволе скважины (особенно в скважинах с большими отклонениями от вертикали или с горизонтальными окончаниями), например, при сужении ее ствола от проявлений горного давления или при уменьшении диаметра ствола в результате образования глинистой корки на стенке, будут предприняты как разгрузка несущей колонны бурильных труб, так и ее правое (по часовой стрелке) вращение для проталкивания и обеспечения дальнейшего прохождения подвесного хвостовика или секции обсадной колонны с целью спуска их в требуемый интервал ствола. При этом в результате правого вращения в известном устройстве произойдет отворот по левой резьбе резьбовой пробки из корпуса и их рассоединение, что приведет к аварии - полету и падению корпуса устройства с присоединенным подвесным хвостовиком или секцией обсадной колонны на забой скважины.

Кроме того, эксплуатация известного устройства требует дополнительных затрат на разбуривание шлицевой втулки с шаром малого диаметра, которые после рассоединения несущей колонны бурильных труб с корпусом известного устройства остаются внутри этого корпуса и перекрывают проходное сечение подвесного хвостовика или секции обсадной колонны.

Известен разъединитель (варианты) для цементирования скважин и бурения на обсадных трубах по патенту РФ №2527093, Е21В 17/06, Е21В 33/14, опубл. 27.08.2014, Бюл. №24, выбранный в качестве прототипа, который по варианту 1 содержит:

• корпус в виде трубы со ступенчатым осевым отверстием, в верхней ступени которого выполнена левая цилиндрическая резьба, средняя ступень выполнена гладкопроходной, а в нижней ступени выполнен уступ, при этом на нижней части корпуса выполнена резьба для соединения с верхней трубой хвостовика или секции обсадной колонны,

• соединенную с корпусом левой цилиндрической резьбой гайку, в отверстии которой выполнены шлицы,

• установленную над корпусом втулку, в осевом отверстии которой выполнены шлицы,

• несущую трубу ступенчатой формы, нижняя ступень которой большего диаметра размещена в средней ступени корпуса с возможностью вращения и продольного перемещения, средняя ступень меньшего диаметра взаимодействует шлицевым соединением с гайкой с возможностью продольного перемещения, и втулкой с возможностью продольного перемещения и вращения в крайнем нижнем положении несущей трубы, а верхняя ступень оснащена муфтой для соединения с несущей колонной бурильных труб,

• при этом на верхней ступени несущей трубы между муфтой и втулкой установлена пружина сжатия, а торец нижней ступени оснащен опорным подшипником и упорной втулкой,

• узел передачи крутящего момента от несущей колонны бурильных труб подвесному хвостовику или секции обсадной колонны, выполненный в виде соединения элементов типа шип-паз на взаимодействующих торцах корпуса и втулки,

• узел деактивации функции передачи крутящего момента от несущей колонны бурильных труб подвесному хвостовику или секции обсадной колонны, содержащий уступ в нижней ступени осевого отверстия корпуса, взаимодействующий с упорной втулкой в крайнем нижнем положении несущей трубы, при котором рассоединяются шлицы ее средней ступени и шлицы втулки, установленной над корпусом,

• уплотнительные элементы в подвижных и неподвижных взаимодействиях элементов конструкции.

Недостатком известного разъединителя по варианту 1 является отсутствие фиксации элементов узла деактивации в положении деактивации функции передачи вращения от несущей колонны бурильных труб хвостовику или секции обсадной колонны, что обусловлено конструкцией известного разъединителя - передача нагрузки на долото осуществляется через пружину сжатия, установленную на верхней ступени несущей трубы между муфтой и втулкой. Эта нагрузка на долото при бурении может составлять десятки килоньютонов (кН) и при этом несущая труба не должна находиться в крайнем нижнем положении, т.е. пружина не должна быть полностью сжата, поскольку шлицы несущей трубы должны взаимодействовать со шлицами втулки - иначе произойдет их рассоединение, что приведет к деактивации функции передачи вращения от несущей колонны бурильных труб хвостовику или секции обсадной колонны, т.е. свободному (холостому) вращению несущей колонны бурильных труб.

При этом нагрузка на долото от пружины будет передаваться через втулку для передачи вращения, взаимодействующую с ней гайку с левой резьбой, корпус с левой резьбой и хвостовик или секцию обсадной колонны.

Поэтому для деактивации функции передачи вращения от несущей колонны бурильных труб хвостовику или секции обсадной колонны необходимо несущую колонну бурильных труб переместить вниз до контакта опорного подшипника и упорной втулки с уступом корпуса с целью рассоединения взаимодействия шлицев несущей трубы со шлицами втулки, что обеспечит свободное вращение несущей колонны бурильных труб без передачи вращения хвостовику или секции обсадной колонны.

При этом одновременно произойдет дополнительная упругая деформация сжатия пружины, что в соответствии с законом Гука пропорционально увеличит нагрузку на втулку и взаимодействующую с ней гайку с левой резьбой, которую необходимо под этой увеличенной нагрузкой правым вращением несущей колонны бурильных труб отсоединить от корпуса известного разъединителя. Учитывая, что нагрузка при неполном сжатии пружины для бурения может составлять десятки килоньютонов (кН), дополнительное сжатие пружины при перемещении несущей колонны бурильных труб в крайнее нижнее положение для рассоединения гайки с корпусом может значительно увеличить эту нагрузку.

Кроме того, в процессе вывинчивания гайки из корпуса и ее перемещения вверх по неподвижной в продольном направлении несущей трубе, промежуток на верхней ступени несущей трубы между муфтой и втулкой, где расположена пружина, будет уменьшаться, что приведет в процессе отворота к возрастанию упругой деформации сжатия пружины и, следовательно, к возрастанию нагрузки на втулку и взаимодействующую с ней гайку с левой резьбой. Суммарное воздействие этих обстоятельств будет существенно увеличивать нагрузку на гайку при ее вывинчивании из корпуса, в результате чего в контакте витков левой резьбы гайки и корпуса может возникнуть значительная сила трения, которая будет препятствовать отвороту и сопровождаться возникновением «задиров» в витках резьбы с последующим ее полным разрушением как в гайке, так и в корпусе, что приведет к невозможности отворота гайки из корпуса и невозможности рассоединения несущей колонны бурильных труб от известного разъединителя. Ликвидация такого инцидента потребует значительных затрат времени и средств.

Таким образом, отсутствие фиксации элементов конструкции известного разъединителя по варианту 1 в положении деактивации функции передачи вращения от несущей колонны бурильных труб хвостовику или секции обсадной колонны, в результате чего не исключается передача воздействия усилия пружины на гайку при ее отвороте, снижает надежность работы известного разъединителя.

Известен разъединитель (патент РФ №2527093, Е21В 17/06, Е21В 33/14, опубл. 27.08.2014, Бюл. №24), выбранный в качестве прототипа, который по варианту 2 содержит:

• корпус в виде трубы со ступенчатым осевым отверстием, в верхней ступени которого выполнена правая цилиндрическая резьба, а нижняя ступень выполнена гладкопроходной, при этом на нижней части корпуса выполнена резьба для соединения с верхней трубой хвостовика или секции обсадной колонны,

• соединенную с корпусом правой цилиндрической резьбой гайку ступенчатой формы, в отверстии которой выполнены шлицы,

• несущую трубу ступенчатой формы, нижняя ступень которой большего диаметра размещена в нижней ступени корпуса с возможностью вращения и продольного перемещения, средняя ступень меньшего диаметра взаимодействует шлицевым соединением с гайкой с возможностью продольного перемещения, а верхняя ступень оснащена муфтой для соединения с несущей колонной бурильных труб,

• при этом торец нижней ступени несущей трубы оснащен опорным подшипником и упорной втулкой,

• узел передачи крутящего момента от несущей колонны бурильных труб при ее вращении вправо (по часовой стрелке) подвесному хвостовику или секции обсадной колонны, выполненный в виде взаимодействующих уступа на верхнем торце корпуса и ответного уступа на нижнем торце верхней ступени гайки,

• узел деактивации функции передачи крутящего момента от несущей колонны бурильных труб подвесному хвостовику или секции обсадной колонны, выполненный в виде взаимодействующих кольцевых винтовых поверхностей правого вращения на верхнем торце корпуса и на нижнем торце верхней ступени гайки,

• при этом взаимодействующие уступы образованы вертикальными сечениями в диаметральной плоскости кольцевых винтовых поверхностей, величина шага которых равна шагу правой цилиндрической резьбы в соединении гайки и корпуса,

• уплотнительные элементы в подвижных и неподвижных взаимодействиях элементов конструкции.

Применение известного разъединителя по варианту 2 не обеспечивает достаточной надежности работы ввиду того, что для разъединения бурильных труб несущей колонны с подвесным хвостовиком или секцией обсадной колонны необходим отворот гайки из корпуса по правой резьбе, что осуществляется левым вращением бурильных труб несущей колонны, т.е. против часовой стрелки. Поэтому при заклинивании правой цилиндрической резьбы в соединении корпуса с гайкой может произойти отворот между бурильными трубами несущей колонны, что приведет к аварии - полету и падению некоторой части бурильных труб несущей колонны с корпусом известного разъединителя и с подвесным хвостовиком или секцией обсадной колонны на забой скважины.

Одновременно с этим будет невозможна деактивация узла передачи крутящего момента от несущей колонны бурильных труб подвесному хвостовику или секции обсадной колонны, поскольку для рассоединения взаимодействующих уступов гайки и корпуса необходимо осуществить вращение несущей колонны бурильных труб влево, т.е. против часовой стрелки, что при заклинивании правой цилиндрической резьбы в соединении корпуса с гайкой будет невозможно. Таким образом, отсутствие дублирования функции деактивации передачи крутящего момента снижает надежность работы известного разъединителя по варианту 2.

Кроме того, узел передачи крутящего момента от несущей колонны бурильных труб при ее вращении вправо (по часовой стрелке) подвесному хвостовику или секции обсадной колонны в известном разъединителе по варианту 2 выполнен в виде взаимодействующих одного винтового уступа на верхнем торце корпуса и ответного одного винтового уступа на нижнем торце верхней ступени гайки. Поскольку контактные поверхности взаимодействующих уступов смещены от продольной оси известного разъединителя на некоторую величину, не превышающую величину радиуса окружности наружной поверхности корпуса, усилие в контакте уступа гайки и уступа корпуса кроме крутящего момента одновременно будет создавать изгибающий момент.

Тем самым элементы конструкции известного разъединителя (несущая труба, гайка и корпус) кроме нагрузки от крутящего момента, при котором в этих элементах возникают касательные напряжения, будут испытывать дополнительную нагрузку от изгибающего момента, при котором возникают нормальные напряжения, причем величина изгибающего момента будет пропорционально изменяться в зависимости от величины крутящего момента, передаваемого через элементы конструкции известного разъединителя подвесному хвостовику или секции обсадной колонны. Дополнительно возникающая нагрузка требует увеличения прочности элементов конструкции известного разъединителя по варианту 2, например, путем увеличения толщины их стенок, что увеличивает их стоимость ввиду дополнительного расхода металла.

Однако при ограниченном диаметральном пространстве ствола скважины увеличение размеров не всегда возможно, поэтому увеличение прочности элементов конструкции может быть достигнуто, например, путем применения высокопрочных легированных сталей и их соответствующей термообработки, что также приводит к дополнительным затратам и увеличению стоимости известного разъединителя.

В известном разъединителе по варианту 2 для деактивации функции передачи крутящего момента от несущей колонны бурильных труб подвесному хвостовику или секции обсадной колонны необходимо осуществить вращение колонны бурильных труб влево (против часовой стрелки), чтобы прервать взаимодействие уступа гайки и уступа корпуса. Но при этом одновременно гайка, соединенная с корпусом правой цилиндрической резьбой, при ее вращении против часовой стрелки будет вывинчиваться из корпуса. Поэтому величина шага P₁ взаимодействующих кольцевых винтовых поверхностей гайки и корпуса должна быть равна шагу Р₂ правой цилиндрической резьбы в соединении гайки с корпусом, величина которого будет в диапазоне 5…10 мм, т.е. высота взаимодействующих уступов Н тоже будет равна шагу резьбы (Н=P₁=Р₂) и, соответственно, будет незначительной. В связи с этим при передаче вращения от несущей колонны бурильных труб хвостовику или секции обсадной колонны на взаимодействующих поверхностях уступа гайки и уступа корпуса будут возникать контактные напряжения, величина которых при ограниченной площади поверхности взаимодействующих уступов может быть значительной. Это обстоятельство также требует увеличения прочности втулки и корпуса, что увеличивает стоимость известного разъединителя.

Задачей изобретения является создание технического решения скважинного трубного разъединителя, лишенного перечисленных недостатков.

Техническим результатом решения этой задачи является повышение надежности работы и уменьшение затрат на изготовление заявляемого разъединителя.

Для обеспечения этого результата в известном разъединителе по варианту 1, содержащем

• корпус в виде трубы со ступенчатым осевым отверстием, в верхней ступени которого выполнена левая цилиндрическая резьба, средняя ступень выполнена гладкопроходной, а в нижней ступени выполнен кольцевой уступ, при этом на нижней части корпуса выполнена резьба для соединения с верхней трубой хвостовика или секции обсадной колонны;

• соединенную с корпусом левой цилиндрической резьбой гайку, в отверстии которой выполнены шлицы;

• установленную над корпусом втулку, в осевом отверстии которой выполнены шлицы;

•несущую трубу ступенчатой формы, нижняя ступень которой большего диаметра размещена в средней ступени корпуса с возможностью вращения и продольного перемещения, средняя ступень меньшего диаметра взаимодействует шлицевым соединением с гайкой с возможностью продольного перемещения и втулкой с возможностью продольного перемещения и вращения в крайнем нижнем положении несущей трубы, а верхняя ступень оснащена верхней муфтой для соединения с несущей колонной бурильных труб;

• при этом на верхней ступени несущей трубы между верхней муфтой и втулкой установлена пружина сжатия;

• узел передачи крутящего момента от несущей колонны бурильных труб подвесному хвостовику или секции обсадной колонны, выполненный в виде соединения элементов типа шип-паз на взаимодействующих торцах корпуса и втулки;

• узел деактивации функции передачи крутящего момента от несущей колонны бурильных труб подвесному хвостовику или секции обсадной колонны, содержащий кольцевой уступ в нижней ступени осевого отверстия корпуса, взаимодействующий с торцом нижней ступени несущей трубы в ее крайнем нижнем положении, при котором рассоединяются шлицы ее средней ступени и шлицы втулки, установленной над корпусом;

• уплотнительные элементы в подвижных и неподвижных взаимодействиях элементов конструкции,

СОГЛАСНО ИЗОБРЕТЕНИЮ

• осевое отверстие втулки выполнено ступенчатым, гладкопроходная верхняя ступень которого меньшего диаметра взаимодействует с верхней ступенью несущей трубы, при этом шлицы втулки для взаимодействия со шлицами средней ступени несущей трубы выполнены в средней ступени осевого отверстия большего диаметра;

• дополнительно содержит узел фиксации элементов узла деактивации в положении деактивации функции передачи вращения от несущей колонны бурильных труб хвостовику или секции обсадной колонны, содержащий упруго деформируемое разрезное кольцо, установленное в кольцевой канавке, выполненной в верхней гладкопроходной ступени осевого отверстия втулки и взаимодействующее в крайнем нижнем положении несущей трубы с кольцевой канавкой, выполненной на верхней ступени несущей трубы между втулкой и верхней муфтой.

Для обеспечения требуемого результата известный разъединитель по варианту 2, содержащий

• корпус в виде трубы с наружной ступенчатой поверхностью, верхняя ступень которого с меньшим диаметром оснащена верхней муфтой для соединения с несущей колонной бурильных труб, а на нижней части нижней ступени большего диаметра выполнена цилиндрическая резьба;

• нижнюю муфту, в верхней части соединенную цилиндрической резьбой с нижней частью нижней ступени корпуса, а в нижней части соединенную с верхней трубой спускаемого хвостовика или секции обсадной колонны;

• узел передачи крутящего момента от несущей колонны бурильных труб подвесному хвостовику или секции обсадной колонны, выполненный в виде взаимодействующих уступов на кольцевых торцах нижней муфты и элемента, соединенного с корпусом без возможности вращения;

• узел деактивации функции передачи крутящего момента от несущей колонны бурильных труб подвесному хвостовику или секции обсадной колонны, включающий взаимодействующие кольцевые винтовые поверхности правого вращения, выполненные на кольцевых торцах элементов, соединенных с корпусом и подвесным хвостовиком или секцией обсадной колонны без возможности вращения;

• при этом взаимодействующие уступы образованы вертикальными осевыми сечениями кольцевых винтовых поверхностей;

• уплотнительные элементы в подвижных и неподвижных взаимодействиях элементов конструкции,

СОГЛАСНО ИЗОБРЕТЕНИЮ

• цилиндрическая резьба, соединяющая нижнюю часть нижней ступени корпуса с верхней частью нижней муфты, выполнена левой с шагом P₁;

• элемент, соединенный с корпусом без возможности вращения, выполнен в виде ступенчатой дифференциальной втулки, связанной с корпусом шпоночным соединением с возможностью продольного перемещения;

• верхняя ступень дифференциальной втулки размещена на верхней ступени корпуса и образует с ней полость, а нижняя ступень размещена на нижней ступени корпуса и соединена с ней срезными штифтами;

• при этом полость дифференциальной втулки гидравлически связана с осевым отверстием корпуса радиальным отверстием, выполненным в стенке его верхней ступени;

• взаимодействующие уступы выполнены на нижнем кольцевом торце дифференциальной втулки и на верхнем кольцевом торце нижней муфты;

• при этом кольцевые винтовые поверхности выполнены в виде секторов многозаходной резьбы с шагом Р₂ и числом заходов N и равномерно распределены по окружности нижнего торца дифференциальной втулки и верхнего торца нижней муфты, причем Р₂>>P₁,a N≥2;

• уступы на торцах дифференциальной втулки и нижней муфты равномерно распределены по окружности, а их количество на каждом из торцов дифференциальной втулки и нижней муфты равно числу заходов N многозаходной резьбы;

• причем высота Н уступов равна шагу Р₂ многозаходной резьбы;

• дополнительно содержит элементы фиксации узла передачи крутящего момента в положении деактивации функции передачи вращения от несущей колонны бурильных труб подвесному хвостовику или секции обсадной колонны, выполненные в виде упруго деформируемого разрезного кольца, установленного в кольцевой канавке, выполненной на наружной поверхности нижней ступени корпуса, и взаимодействующей с разрезным кольцом после перемещения дифференциальной втулки в крайнее верхнее положение кольцевой канавкой, выполненной на внутренней поверхности нижней ступени дифференциальной втулки.

Изобретение поясняется чертежами, где

• на фиг. 1 изображен заявляемый разъединитель по варианту 1 в исходном (транспортном) положении;

• на фиг. 2 изображено сечение А-А на фиг. 1;

• на фиг. 3 изображено сечение Б-Б на фиг. 1;

• на фиг. 4 изображен заявляемый разъединитель по варианту 1 в крайнем нижнем положении несущей трубы и ее фиксации в положении деактивации функции передачи вращения от несущей колонны бурильных труб подвесному хвостовику или секции обсадной колонны;

• на фиг. 5 изображен заявляемый разъединитель по варианту 1 в положении деактивации узла передачи крутящего момента от несущей колонны бурильных труб подвесному хвостовику или секции обсадной колонны;

• на фиг. 6 изображен заявляемый разъединитель по варианту 1 в положении рассоединения несущей колонны бурильных труб от подвесного хвостовика или секции обсадной колонны;

• на фиг. 7 изображен заявляемый разъединитель по варианту 2 в исходном (транспортном) положении;

• на фиг. 8 изображен заявляемый разъединитель по варианту 2 в положении деактивации узла передачи крутящего момента от несущей колонны бурильных труб подвесному хвостовику или секции обсадной колонны и его фиксации в этом положении;

• на фиг. 9 изображен заявляемый разъединитель по варианту 2 в положении рассоединения несущей колонны бурильных труб от подвесного хвостовика или секции обсадной колонны;

• на фиг. 10 изображена в аксонометрии нижняя часть дифференциальной втулки с уступами на секторах кольцевых винтовых поверхностей ее нижнего торца.

Заявляемый скважинный трубный разъединитель по варианту 1 (фиг. 1, фиг. 2 и 3) содержит корпус 1 в виде трубы со ступенчатым осевым отверстием, в верхней ступени которого выполнена левая цилиндрическая резьба 2, средняя ступень 3 выполнена гладкопроходной, а в нижней ступени выполнен кольцевой уступ 4, при этом на нижней части корпуса выполнена резьба для соединения с верхней трубой хвостовика или секции обсадной колонны 5. В корпусе 1 установлена несущая труба 6 ступенчатой формы, нижняя ступень 7 которой большего диаметра размещена в средней ступени 3 корпуса 1 с возможностью вращения и продольного перемещения, средняя ступень 8 меньшего диаметра с возможностью продольного перемещения взаимодействует шлицевым соединением 9 с гайкой 10, соединенной левой цилиндрической резьбой 2 с корпусом 1, а верхняя ступень 11 оснащена верхней муфтой 12 для соединения с несущей колонной бурильных труб 13.

На несущей трубе 6 над корпусом 1 установлена с возможностью продольного перемещения втулка 14, осевое отверстие которой выполнено ступенчатым, при этом гладкопроходная верхняя ступень 15 меньшего диаметра взаимодействует с верхней ступенью 11 несущей трубы 6, а в средней ступени 16 большего диаметра выполнены шлицы 17 для взаимодействия со шлицами 9 средней ступени 8 несущей трубы 6 с возможностью ее продольного перемещения и вращения в крайнем нижнем положении.

Функция передачи крутящего момента от несущей колонны бурильных труб 13 для вращения подвесного хвостовика или секции обсадной колонны 5 активирована в исходном (транспортном) положении заявляемого разъединителя и осуществляется посредством узла передачи крутящего момента от несущей колонны бурильных труб 13 подвесному хвостовику или секции обсадной колонны 5, выполненным в виде соединения элементов типа шип-паз 18 на взаимодействующих торцах корпуса 1 и втулки 14, постоянный контакт которых между собой осуществляется пружиной сжатия 19, установленной на верхней ступени 11 несущей трубы 6 между верхней муфтой 12 и втулкой 14.

Заявляемый скважинный трубный разъединитель по варианту 1 также оснащен узлом деактивации функции передачи крутящего момента от несущей колонны бурильных труб 13 подвесному хвостовику или секции обсадной колонны 5, включающий кольцевой уступ 4 в нижней ступени осевого отверстия корпуса 1, взаимодействующий с торцом нижней ступени 7 несущей трубы 6 в ее крайнем нижнем положении, при котором рассоединяются шлицы 9 ее средней ступени 8 и шлицы 17 втулки 14, установленной над корпусом 1. (Фиг. 4, 5, 6)

Кроме того, заявляемый скважинный трубный разъединитель по варианту 1 дополнительно содержит узел фиксации элементов узла деактивации в положении деактивации функции передачи вращения от несущей колонны бурильных труб 13 верхней трубе хвостовика или секции обсадной колонны 5, содержащий упруго деформируемое разрезное кольцо 20, установленное в кольцевой канавке 21, выполненной в гладкопроходной верхней ступени 15 осевого отверстия втулки 14 и взаимодействующее в крайнем нижнем положении несущей трубы 6 с кольцевой канавкой 22, выполненной на верхней ступени 11 несущей трубы 6 между втулкой 14 и верхней муфтой 12.

Уплотнительный элемент 23 (на фиг. 1), установленный на нижней ступени 7 несущей трубы 6, обеспечивает герметизацию полости труб хвостовика или секции обсадной колонны 5 от наружного скважинного давления.

Заявляемый скважинный трубный разъединитель по варианту 2 (фиг. 7) содержит корпус 24 в виде трубы с наружной ступенчатой поверхностью, верхняя ступень 25 которого с меньшим диаметром оснащена верхней муфтой 12 для соединения с несущей колонной бурильных труб 13, а на нижней части нижней ступени 26 большего диаметра выполнена наружная левая цилиндрическая резьба 2 с шагом P₁, с которой верхней частью, оснащенной ответной внутренней левой цилиндрической резьбой 2, соединена нижняя муфта 27, в нижней части соединенная с верхней трубой хвостовика или секции обсадной колонны 5.

На корпусе 24 установлена с возможностью продольного перемещения без возможности вращения дифференциальная втулка 28, связанная с корпусом шпоночным соединением 29, при этом верхняя ступень 30 дифференциальной втулки 28 размещена на верхней ступени 25 корпуса 24 и образует с ней полость 31, а нижняя ступень 32 размещена на нижней ступени 26 корпуса 24 и соединена с ней срезными штифтами 33, при этом полость 31 дифференциальной втулки 28 гидравлически связана с осевым отверстием 34 корпуса 24 радиальным отверстием 35, выполненным в стенке верхней ступени 25 корпуса 24.

Функция передачи крутящего момента от несущей колонны бурильных труб 13 для вращения подвесного хвостовика или секции обсадной колонны 5 активирована в исходном (транспортном) положении заявляемого разъединителя по варианту 2 и осуществляется через верхнюю муфту 12, корпус 24, шпоночное соединение 29, дифференциальную втулку 28 и узел передачи крутящего момента от несущей колонны бурильных труб 13 подвесному хвостовику или секции обсадной колонны 5, выполненный в виде взаимодействующих уступов 36 и 37, выполненных на нижнем кольцевом торце 38 дифференциальной втулки 28 и на верхнем кольцевом торце 39 нижней муфты 27.

Деактивация (отключение) функции передачи крутящего момента от несущей колонны бурильных труб 13 подвесному хвостовику или секции обсадной колонны 5, спущенных с долотом для бурения, осуществляется (фиг. 8, 9) посредством узла деактивации функции передачи крутящего момента от несущей колонны бурильных труб 13 подвесному хвостовику или секции обсадной колонны 5, включающего взаимодействующие кольцевые винтовые поверхности правого вращения 40 и 41 (фиг. 10), выполненные на нижнем кольцевом торце 38 дифференциальной втулки 28 и на верхнем кольцевом торце 39 нижней муфты 27, причем уступы 36 и 37 образованы вертикальными осевыми сечениями кольцевых винтовых поверхностей 40 и 41, которые выполнены в виде секторов многозаходной резьбы с шагом Р₂ и числом заходов N не менее двух (на фиг. 10 изображены 4 сектора, т.е. N = 4) и равномерно распределены по окружности нижнего торца 38 дифференциальной втулки 28 и верхнего торца 39 нижней муфты 27.

Аналогично уступы 36 и 37 на торцах дифференциальной втулки 28 и нижней муфты 27 равномерно распределены по окружности, а их количество на каждом из торцов 38 и 39 дифференциальной втулки 28 и нижней муфты 27 равно числу заходов N многозаходной резьбы (на фиг. 10 изображены 4 уступа, т.е. N=4). При этом высота Н уступов 36 и 37, равная шагу Р₂ многозаходной резьбы, значительно больше шага P₁ левой цилиндрической резьбы 2, т.е. Р₂>>P₁.

Таким образом, при равных с известным разъединителем по варианту 2 величине шага P1 левой цилиндрической резьбы 2, ширине кольцевых торцов 38 и 39 и прочности материалов деталей конструкции у заявляемого скважинного трубного разъединителя высота Н уступов 36 и 37 и, следовательно, площадь их контактных поверхностей, в заявляемом скважинном трубном разъединителе по варианту 2 будут значительно больше, чем у известного разъединителя.

Заявляемый скважинный трубный разъединитель по варианту 2 дополнительно содержит элементы фиксации узла передачи крутящего момента в положении деактивации функции передачи вращения от несущей колонны бурильных труб 13 подвесному хвостовику или секции обсадной колонны 5, выполненные в виде упруго деформируемого разрезного кольца 42, установленного в кольцевой канавке 43, выполненной на наружной поверхности нижней ступени 26 корпуса 24, и взаимодействующей с кольцом 42 после перемещения дифференциальной втулки 28 в крайнее верхнее положение кольцевой канавкой 44, выполненной на внутренней поверхности нижней ступени 32 дифференциальной втулки 28.

Уплотнительные элементы 45, установленные на корпусе 24 и верхней ступени 30 дифференциальной втулки 28, обеспечивают герметизацию полости труб хвостовика или секции обсадной колонны 5 от наружного скважинного давления.

Заявляемый скважинный трубный разъединитель (вариант 1) работает следующим образом. Собранный в исходном (транспортном) положении (фиг. 1, 2 и 3), при котором активирована функция передачи крутящего момента от несущей колонны бурильных труб 13 для вращения подвесного хвостовика или секции обсадной колонны 5, разъединитель спускают в скважину на несущей колонне бурильных труб 13. В процессе спуска при необходимости осуществляется проворачивание и проталкивание подвесного хвостовика или секции обсадной колонны 5 в случае их зависания в открытом стволе скважины, например, при его сужении от проявлений горного давления, при уменьшении диаметра из-за образования глинистой корки на стенке или из-за кольматационных остатков шлама на стенках скважины после бурения. При этом усилие проталкивания, на которое предварительно сжата пружина 19, возможно на величину нагрузки на долото (не показано) при бурении.

После спуска долота на забой включают циркуляцию бурового раствора промывки забоя и вращение для бурения. При этом благодаря уплотнительному элементу 23 полость подвесного хвостовика или секции обсадной колонны 5 будет герметична от сообщения с затрубным пространством выше долота и буровой раствор будет нагнетаться на забой только через промывочные отверстия долота.

Вращение к долоту будет передаваться от несущей колонны бурильных труб 13 через верхнюю муфту 12, несущую трубу 6, шлицы 9 несущей трубы 6, шлицы 17 втулки 14, соединение элементов типа шип-паз 18 узла передачи крутящего момента на взаимодействующих торцах корпуса 1 и втулки 14, постоянный контакт которых между собой осуществляется пружиной сжатия 19, корпус 1 и далее на подвесной хвостовик или секцию обсадной колонны 5, с которым соединено долото. Через перечисленные элементы скважинной компоновки и конструкции заявляемого скважинного трубного разъединителя будет передаваться нагрузка на долото, равная усилию предварительно сжатой пружины 19.

После завершения процесса бурения отключают циркуляцию бурового раствора и вращение несущей колонны бурильных труб 13 и осуществляют разъединение последней от корпуса 1 заявляемого разъединителя путем активации узла деактивации (отключения) функции передачи крутящего момента от несущей колонны бурильных труб 13 подвесному хвостовику или секции обсадной колонны 5 (фиг. 4). Для этого производят разгрузку и перемещение вниз несущей колонны бурильных труб 13 в крайнее нижнее положение до упора нижней ступени 7 несущей трубы 6 в уступ 4 корпуса 1, одновременно дополнительно сжимая пружину 19. При этом рассоединяются шлицы 9 средней ступени 8 несущей трубы 6 и шлицы 17 втулки 14, чем деактивируется функция передачи крутящего момента от несущей колонны бурильных труб 13 подвесному хвостовику или секции обсадной колонны 5 В крайнем нижнем положении несущей трубы 6 рассоединяются шлицы 17 втулки 14 и шлицы 9 несущей трубы 6 и активируется узел фиксации элементов узла деактивации функции передачи крутящего момента от несущей колонны бурильных труб 13 подвесному хвостовику или секции обсадной колонны 5, поскольку кольцевая канавка 22 на верхней ступени 11 несущей трубы 6 совпадет с кольцевой канавкой 21, расположенной в верхней ступени 15 втулки 14, в результате чего упруго деформируемое разрезное кольцо 20, сжимаясь, войдет в кольцевую канавку 22, частично оставаясь в кольцевой канавке 21 втулки 14 и фиксируя втулку 14 на несущей трубе 6.

После подъема несущей колонны бурильных труб 13 и перемещения несущей трубы 6 в крайнее верхнее положение (фиг. 5), втулка 14, связанная с несущей трубой 6 кольцом 20, также переместится вверх, рассоединяя взаимодействие элементов типа шип-паз 18 на торцах корпуса 1 и втулки 14, Тем самым деактивируется функция передачи крутящего момента от несущей колонны бурильных труб 13 подвесному хвостовику или секции обсадной колонны 5, а усилие от сжатой пружины 19 будет восприниматься кольцом 20 без передачи ее на нижерасположенные элементы скважинной компоновки и конструкции заявляемого разъединителя, благодаря чему деактивируется воздействие нагрузки от пружины 19 на гайку 10.

Далее путем вращения несущей колонны бурильных труб 13 вправо (по часовой стрелке) рассоединяют несущую трубу 6 с гайкой 10 по левой цилиндрической резьбе 2 от корпуса 1 (фиг. 6). При этом благодаря фиксации пружины 19 в сжатом состоянии втулкой 14, упруго деформируемым разрезным кольцом 20 и кольцевыми канавками 21 и 22 устраняется нагрузка от пружины 19 на гайку 10 при ее вывинчивании, что исключает повреждение резьбы 2 и обеспечивает повышение надежности работы заявляемого скважинного трубного разъединителя по сравнению с известным разъединителем по варианту 1, где для рассоединения гайки с корпусом необходимо приспустить несущую трубу до упора в уступ корпуса, т.е. дополнительно сжать пружину и увеличить нагрузку на гайку. Кроме того устраняется дополнительная нагрузка от пружины на гайку, возникающая в процессе вывинчивания при перемещении гайки вверх по несущей трубе.

Заявляемый скважинный трубный разъединитель (вариант 2) работает следующим образом. Собранный в исходном (транспортном) положении (фиг. 7), при котором активирована функция передачи крутящего момента от несущей колонны бурильных труб 13 для вращения подвесного хвостовика или секции обсадной колонны 5, разъединитель спускают в скважину на несущей колонне бурильных труб 13. В процессе спуска при необходимости осуществляется проворачивание и проталкивание подвесного хвостовика или секции обсадной колонны 5 в случае их зависания в открытом стволе скважины, например, при его сужении от проявлений горного давления, при уменьшении диаметра из-за образования глинистой корки на стенке или из-за остатков шлама на стенках скважины после бурения.

После спуска на забой включают вращение долота (не показано) для бурения и циркуляцию бурового раствора для промывки забоя. При этом благодаря уплотнительным элементам 45 полости подвесного хвостовика или секции обсадной колонны 5 будут герметичны от сообщения с затрубным пространством выше долота и буровой раствор будет нагнетаться на забой только через промывочные отверстия долота. Кроме того, обеспечивается герметизация полости 31.

Вращение к долоту будет передаваться от несущей колонны бурильных труб 13 подвесному хвостовику или секции обсадной колонны 5 через верхнюю муфту 12, корпус 24, шпоночное соединение 29, дифференциальную втулку 28 взаимодействующими уступами 36 и 37 узла передачи крутящего момента от несущей колонны бурильных труб 13 подвесному хвостовику или секции обсадной колонны 5, выполненными на нижнем кольцевом торце 38 дифференциальной втулки 28 и на верхнем кольцевом торце 39 нижней муфты 27. Через перечисленные элементы компоновки и конструкции заявляемого разъединителя будет передаваться нагрузка на долото.

Благодаря количеству N>2 взаимодействующих уступов 36

дифференциальной втулки 28 и уступов 37 нижней муфты 27 и их равномерному расположению по окружности на нижнем кольцевом торце 38 дифференциальной втулки 28 и на верхнем кольцевом торце 39 нижней муфты 27 исключается по сравнению с известным разъединителем по варианту 2 возникновение нормальных напряжений от дополнительной нагрузки в виде изгибающего момента, что позволяет уменьшить в заявляемом скважинном трубном разъединителе по варианту 2 прочность элементов конструкции путем уменьшения толщины стенок, исключения применения высокопрочных легированных сталей и их дополнительной термообработки. Тем самым снижаются затраты на изготовление заявляемого скважинного трубного разъединителя (вариант 2) по сравнению с известным разъединителем (вариант 2).

После завершения процесса бурения отключают циркуляцию бурового раствора и вращение несущей колонны бурильных труб 13 и осуществляют разъединение последней от корпуса 1 заявляемого разъединителя (фиг. 8 и 10) путем деактивации (отключения) функции передачи крутящего момента от несущей колонны бурильных труб 13 подвесному хвостовику или секции обсадной колонны 5. Эта операция в заявляемом скважинном трубном разъединителе по варианту 2 возможна двумя способами, в том числе механическим способом по аналогии с известным разъединителем по варианту 2, а именно - путем проворота влево (против часовой стрелки) несущей колонны бурильных труб 13 на угол, равный отношению 360° к количеству N уступов, которое должно быть не менее двух (на фиг. 10 изображены 4 сектора, т.е. N=4 и, следовательно, проворот несущей колонны 13 необходимо осуществить на 90°). При этом будут выбраны зазоры в резьбе 2, срезаны штифты 33 и благодаря взаимодействию кольцевых винтовых поверхностей 40 и 41 узла деактивации функции передачи крутящего момента от несущей колонны бурильных труб 13 подвесному хвостовику или секции обсадной колонны 5 втулка 28 переместится вверх по корпусу 24, активируя узел фиксации - кольцевая канавка 44 втулки совпадет с кольцевой канавкой 43, выполненной на нижней ступени 26 корпуса 24, в результате чего упруго деформируемое разрезное кольцо 42, сжимаясь, войдет в кольцевую канавку 43 корпуса 24, частично оставаясь в кольцевой канавке 44 втулки 28 и фиксируя ее на верхней ступени корпуса 24, что предотвращает самопроизвольное или от воздействия скважинного давления перемещение втулки 28 вниз.

Второй способ (гидравлический) может быть осуществлен в случае спуска подвесного хвостовика или секции обсадной колонны 5 со специальным устройством (не показано), позволяющим повысить внутритрубное давление в скважинной компоновке с помощью прокачки шара или пробки в посадочное седло данного устройства с последующим восстановлением циркуляции для дальнейших технологических операций. После посадки шара или пробки в посадочное седло возможно произвести нагнетание давления в скважинной компоновке. При этом давление из полости корпуса 24 будет передаваться через радиальное отверстие 35 в полость 31, вследствие чего дифференциальная втулка 28 переместится вверх и будет зафиксирована в крайнем верхнем положении упруго деформируемым разрезным кольцом 42. Благодаря дублированию деактивации (отключения) функции передачи крутящего момента заявляемый скважинный трубный разъединитель обладает повышенной надежностью по сравнению с известным разъединителем по варианту 2.

Далее путем вращения несущей колонны бурильных труб 13 по часовой стрелке рассоединяют корпус 24 по левой цилиндрической резьбе 2 с муфтой 27 (фиг. 9).

Таким образом, совокупность отличительных признаков заявляемого скважинного трубного разъединителя обеспечивает по сравнению с аналогом и прототипом повышение надежности работы и уменьшение затрат на изготовление заявляемого разъединителя.

Claims (29)

1. Скважинный трубный разъединитель, содержащий

корпус в виде трубы со ступенчатым осевым отверстием, в верхней ступени которого выполнена левая цилиндрическая резьба, средняя ступень выполнена гладкопроходной, а в нижней ступени выполнен кольцевой уступ, при этом на нижней части корпуса выполнена резьба для соединения с верхней трубой хвостовика или секции обсадной колонны,

соединенную с корпусом левой цилиндрической резьбой гайку, в отверстии которой выполнены шлицы,

установленную над корпусом втулку, в осевом отверстии которой выполнены шлицы,

несущую трубу ступенчатой формы, нижняя ступень которой диаметра размещена в средней ступени корпуса с возможностью вращения и продольного перемещения, средняя ступень меньшего диаметра взаимодействует шлицевым соединением с гайкой с возможностью продольного перемещения и втулкой с возможностью продольного перемещения и вращения в крайнем нижнем положении несущей трубы, а верхняя ступень оснащена верхней муфтой для соединения с несущей колонной бурильных труб,

при этом на верхней ступени несущей трубы между верхней муфтой и втулкой установлена пружина сжатия,

узел передачи крутящего момента от несущей колонны бурильных труб подвесному хвостовику или секции обсадной колонны, выполненный в виде соединения элементов типа шип-паз на взаимодействующих торцах корпуса и втулки,

узел деактивации функции передачи крутящего момента от несущей колонны бурильных труб подвесному хвостовику или секции обсадной колонны, содержащий кольцевой уступ в нижней ступени осевого отверстия корпуса, взаимодействующий с торцом нижней ступени несущей трубы в ее крайнем нижнем положении, при котором рассоединяются шлицы ее средней ступени и шлицы втулки, установленной над корпусом,

уплотнительные элементы в подвижных и неподвижных взаимодействиях элементов конструкции,

отличающийся тем, что

осевое отверстие втулки выполнено ступенчатым, гладкопроходная верхняя ступень которого меньшего диаметра взаимодействует с верхней ступенью несущей трубы, при этом шлицы втулки для взаимодействия со шлицами средней ступени несущей трубы выполнены в средней ступени осевого отверстия диаметра,

дополнительно содержит узел фиксации элементов узла деактивации в положении деактивации функции передачи вращения от несущей колонны бурильных труб хвостовику или секции обсадной колонны, содержащий упругодеформируемое разрезное кольцо, установленное в кольцевой канавке, выполненной в верхней гладкопроходной ступени осевого отверстия втулки и взаимодействующее в крайнем нижнем положении несущей трубы с кольцевой канавкой, выполненной на верхней ступени несущей трубы между втулкой и верхней муфтой.

2. Скважинный трубный разъединитель, содержащий

корпус в виде трубы с наружной ступенчатой поверхностью, верхняя ступень которого с меньшим диаметром оснащена верхней муфтой для соединения с несущей колонной бурильных труб, а на нижней части нижней ступени диаметра выполнена цилиндрическая резьба,

нижнюю муфту, в верхней части соединенную цилиндрической резьбой с нижней частью нижней ступени корпуса, а в нижней части соединенную с верхней трубой спускаемого хвостовика или секции обсадной колонны,

узел передачи крутящего момента от несущей колонны бурильных труб подвесному хвостовику или секции обсадной колонны, выполненный в виде взаимодействующих уступов на кольцевых торцах нижней муфты и элемента, соединенного с корпусом без возможности вращения,

узел деактивации функции передачи крутящего момента от несущей колонны бурильных труб подвесному хвостовику или секции обсадной колонны, включающий взаимодействующие кольцевые винтовые поверхности правого вращения, выполненные на кольцевых торцах элементов, соединенных с корпусом и подвесным хвостовиком или секцией обсадной колонны без возможности вращения,

при этом взаимодействующие уступы образованы вертикальными осевыми сечениями кольцевых винтовых поверхностей,

уплотнительные элементы в подвижных и неподвижных взаимодействиях элементов конструкции,

отличающийся тем, что

цилиндрическая резьба, соединяющая нижнюю часть нижней ступени корпуса с верхней частью нижней муфты, выполнена левой с шагом P₁,

элемент, соединенный с корпусом без возможности вращения, выполнен в виде ступенчатой дифференциальной втулки, связанной с корпусом шпоночным соединением с возможностью продольного перемещения,

верхняя ступень дифференциальной втулки размещена на верхней ступени корпуса и образует с ней полость, а нижняя ступень размещена на нижней ступени корпуса и соединена с ней срезными штифтами,

при этом полость дифференциальной втулки гидравлически связана с осевым отверстием корпуса радиальным отверстием, выполненным в стенке его верхней ступени,

взаимодействующие уступы выполнены на нижнем кольцевом торце дифференциальной втулки и на верхнем кольцевом торце нижней муфты,

при этом кольцевые винтовые поверхности выполнены в виде секторов многозаходной резьбы с шагом Р₂ и числом заходов N и равномерно распределены по окружности нижнего торца дифференциальной втулки и верхнего торца нижней муфты, причем Р₂>>P₁, а N≥2,

уступы на торцах дифференциальной втулки и нижней муфты равномерно распределены по окружности, а их количество на каждом из торцов дифференциальной втулки и нижней муфты равно числу заходов N многозаходной резьбы,

причем высота Н уступов равна шагу Р₂ многозаходной резьбы,

дополнительно содержит элементы фиксации узла передачи крутящего момента в положении деактивации функции передачи вращения от несущей колонны бурильных труб подвесному хвостовику или секции обсадной колонны, выполненные в виде упругодеформируемого разрезного кольца, установленного в кольцевой канавке, выполненной на наружной поверхности нижней ступени корпуса, и взаимодействующей с разрезным кольцом после перемещения дифференциальной втулки в крайнее верхнее положение кольцевой канавкой, выполненной на внутренней поверхности нижней ступени дифференциальной втулки.