RU47956U1 - OPERATION COLUMN INSULATION SYSTEM - Google Patents
OPERATION COLUMN INSULATION SYSTEM Download PDFInfo
- Publication number
- RU47956U1 RU47956U1 RU2005113894/22U RU2005113894U RU47956U1 RU 47956 U1 RU47956 U1 RU 47956U1 RU 2005113894/22 U RU2005113894/22 U RU 2005113894/22U RU 2005113894 U RU2005113894 U RU 2005113894U RU 47956 U1 RU47956 U1 RU 47956U1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- sleeve
- thread
- anchor
- sealing device
- cone
- Prior art date
Links
Abstract
Полезная модель относится к нефтегазодобывающей промышленности и может быть использована для герметизации аварийных обсадных труб при освоении, эксплуатации и ремонте скважин. основу настоящей полезной модели положено решение задачи, позволяющей повысить надежность стопорения в скважине вниз, за счет упора нижнего уплотняющего устройства в металлический пластырь, и вверх, за счет малогабаритных разламывающих сухарей, разбуриваемых при необходимости, а также улучшить эксплуатационные качества, за счет увеличения проходного отверстия в трубе для обеспечения спуска лифтовой колонны. Система изоляции негерметичности эксплуатационной колонны труб состоит из нижнего и верхнего уплотняющих устройств, содержащих манжеты, соответственно, нижние и верхние, ограничивающие при фиксации участок негерметичности, и якорь, установленный в верхнем уплотняющем устройстве и размещенный выше верхней манжеты. Нижнее уплотняющее устройство содержит конус и упор с размещением нижней манжеты между ними, а ниже участка негерметичности установлен металлический пластырь, на верхнем крае которого расположен конус, верхнее уплотняющее устройство содержит фиксирующую втулку The utility model relates to the oil and gas industry and can be used to seal emergency casing pipes during development, operation and repair of wells. The basis of this utility model is the solution of the problem, which allows to increase the reliability of locking in the well down, due to the stop of the lower sealing device in a metal plaster, and up, due to small-sized breaking crackers drilled if necessary, and also to improve performance by increasing the through hole in the pipe to ensure the descent of the elevator column. The system for isolating leaks in the production string of pipes consists of lower and upper sealing devices containing cuffs, respectively, lower and upper, which limit the area of leakage during fixation, and an anchor installed in the upper sealing device and placed above the upper cuff. The lower sealing device contains a cone and an abutment with the lower cuff being placed between them, and a metal patch is installed below the leakage area, on the upper edge of which there is a cone, the upper sealing device contains a fixing sleeve
с резьбой с размещением верхней манжеты на ней, подвижную втулку с возможностями перемещения вдоль фиксирующей втулки и сопряжения с нажимной втулкой, в которой установлена пружинная разрезная гайка, имеющая резьбу для соединения с нажимной втулкой и резьбу, сопряженную с резьбой на фиксирующей втулке, а якорь выполнен с разламывающими сухарями, при этом пружинная разрезная гайка сопряжена с разламывающими сухарями якоря, кроме того, конус и упор, а также фиксирующая втулка и подвижная втулка соединены каждые друг с другом срезными штифтами.with a thread with the upper cuff placed on it, a movable sleeve with the ability to move along the locking sleeve and mate with the push sleeve, in which a spring split nut is installed, having a thread for connecting to the push sleeve and a thread mated with thread on the fixing sleeve, and the anchor is made with breaking crackers, while the spring split nut is interfaced with the breaking crackers of the anchor, in addition, the cone and emphasis, as well as the locking sleeve and the movable sleeve, are connected to each other by a shear pin s.
Description
Полезная модель относится к нефтегазодобывающей промышленности и может быть использована для герметизации аварийных обсадных труб при освоении, эксплуатации и ремонте скважин.The utility model relates to the oil and gas industry and can be used to seal emergency casing pipes during development, operation and repair of wells.
Известно устройство для герметизации разорванной колонны в скважине, содержащее хвостовик, состоящий из верхней и нижней частей с расположенными между ними плоскими фиксаторами, выполненными с возможностью опоры на верхний торец нижней части разорванной колонны, RU №2242582 С2, Е 21 В 29/10, 2004.12.20.A device is known for sealing a broken column in a well, comprising a liner consisting of an upper and lower part with flat retainers located between them, which are adapted to support the upper end of the lower part of the broken column, RU No. 2222582 C2, E 21 V 29/10, 2004.12 .20.
Известно устройство для изоляции и разобщения пластов в скважине, включающее корпус, уплотнительную манжету, нижний и верхний конусы с размещенными на них шлипсами, фиксатор и механизм установки в виде цилиндра с поршнем-толкателем, RU №2235851 C1, E 21 B 33/13, Е 21 В 33/12, 2004.09.10.A device for isolating and separating layers in a well is known, including a housing, a sealing collar, lower and upper cones with slips placed on them, a retainer and an installation mechanism in the form of a cylinder with a piston-pusher, RU No. 2235851 C1, E 21 B 33/13, E 21 B 33/12, 2004.09.10.
Известно устройство для нефтяных и газовых скважин при их герметизации, содержащее корпус, первый и второй запирающие узлы, упругий элемент, установленный между запирающими узлами и кулачковый узел, размещенный между упругим кольцевым элементом и первым запирающим узлом, RU №2100568 C1, E 21 B 33/134, Е 21 В 33/129, 1997.12.27.A device for oil and gas wells when sealing them, containing a housing, a first and second locking nodes, an elastic element installed between the locking nodes and a cam node located between the elastic ring element and the first locking node, RU No. 2100568 C1, E 21 B 33 / 134, E 21 B 33/129, 1997.12.27.
Известен способ герметизации эксплуатационной колонны и отключения пластов, включающий установку двух пакеров и соединение их между собой трубой, RU №2215122 С2, Е 21 В 33/122, 2003.10.27.A known method of sealing the production casing and shutting down the formations, including installing two packers and connecting them together with a pipe, RU No. 2215122 C2, E 21 B 33/122, 2003.10.27.
Известные устройства обеспечивают разделение пластов и при необходимости способствуют герметизации поврежденных участков, но в случае изменения принципа герметизации, например, установка пластыря, извлечения устройств проблематично.Known devices provide separation of the layers and, if necessary, contribute to the sealing of damaged areas, but in case of a change in the principle of sealing, for example, installing a patch, removing devices is problematic.
Известна пакерующая система для негерметичной обсадной колонны труб, состоящая из нижнего и верхнего уплотняющих устройств, содержащих манжеты, соответственно, нижние и верхние, ограничивающие при фиксации участок негерметичности, и якорь, установленный в верхнем уплотняющем устройстве и размещенный выше верхней манжеты, RU №33154 U1, E 21 B 33/12, Е 21 В 33/00, 2003.10.10. Нижнее уплотняющее устройство содержит якорь.Known packing system for an unpressurized casing string of pipes, consisting of lower and upper sealing devices containing cuffs, respectively, lower and upper, restricting the tightness section during fixation, and an anchor installed in the upper sealing device and placed above the upper cuff, RU No. 33154 U1 , E 21 B 33/12, E 21 B 33/00, 2003.10.10. The lower sealing device contains an anchor.
Данное техническое решение принято за прототип настоящей полезной модели.This technical solution is taken as a prototype of this utility model.
Однако оно обладает недостатками.However, it has disadvantages.
Система прототипа содержит нижнее уплотняющее устройство в виде нижнего пакера, при организации якоря которого значительно уменьшается площадь сечения для спуска лифтовой колонны труб, это ухудшает эксплуатационные качества системы, кроме того, система подвешенная в скважине на двух механических якорях с возможностью ее извлечения в осевом направлении недостаточно надежна.The prototype system contains a lower sealing device in the form of a lower packer, the organization of the anchor which significantly reduces the cross-sectional area for lowering the tubing string, this affects the performance of the system, in addition, the system suspended in the well on two mechanical anchors with the possibility of axial extraction is not enough reliable.
В основу настоящей полезной модели положено решение задачи, позволяющей повысить надежность стопорения в скважине вниз, за счет The present utility model is based on the solution of a problem that allows to increase the reliability of downhole locking in the well due to
упора нижнего уплотняющего устройства в металлический пластырь, и вверх, за счет малогабаритных разламывающих сухарей, разбуриваемых при необходимости, а также улучшить эксплуатационные качества, за счет увеличения проходного отверстия в трубе для обеспечения спуска лифтовой колонны.the emphasis of the lower sealing device in the metal patch, and up, due to the small breaking crackers drilled if necessary, as well as to improve performance by increasing the bore in the pipe to ensure the descent of the elevator column.
Согласно полезной модели эта задача решается за счет того, что система изоляции негерметичности эксплуатационной колонны труб состоит из нижнего и верхнего уплотняющих устройств, содержащих манжеты, соответственно, нижние и верхние, ограничивающие при фиксации участок негерметичности, и якорь, установленный в верхнем уплотняющем устройстве и размещенный выше верхней манжеты.According to a utility model, this problem is solved due to the fact that the insulation system of a leak in the production string of pipes consists of lower and upper sealing devices containing cuffs, respectively, lower and upper, which limit the area of leakage during fixation, and an anchor installed in the upper sealing device and placed above the upper cuff.
Нижнее уплотняющее устройство содержит конус и упор с размещением нижней манжеты между ними, а ниже участка негерметичности установлен металлический пластырь, на верхнем крае которого расположен конус, верхнее уплотняющее устройство содержит фиксирующую втулку с резьбой с размещением верхней манжеты на ней, подвижную втулку с возможностями перемещения вдоль фиксирующей втулки и сопряжения с нажимной втулкой, в которой установлена пружинная разрезная гайка, имеющая резьбу для соединения с нажимной втулкой и резьбу, сопряженную с резьбой на фиксирующей втулке, а якорь выполнен с разламывающими сухарями, при этом пружинная разрезная гайка сопряжена с разламывающими сухарями якоря, кроме того, конус и упор, а также фиксирующая втулка и подвижная втулка соединены каждые друг с другом срезными штифтами.The lower sealing device contains a cone and an abutment with the lower cuff being placed between them, and a metal patch is installed below the leakage area, on the upper edge of which there is a cone, the upper sealing device contains a locking sleeve with thread with the upper cuff placed on it, a movable sleeve with the ability to move along the fixing sleeve and the interface with the pressure sleeve, in which a spring split nut is installed, having a thread for connection to the pressure sleeve and a thread mated to the thread oh on the locking sleeve, and the anchor is configured to crush breadcrumbs, wherein the split nut spring is associated with the armature breaks breadcrumbs, moreover, the cone and the abutment, and the locking sleeve and the sliding sleeve are each connected with each other via shear pins.
Заявителем не выявлены источники, содержащие информацию о техническом решении, идентичном признакам, приведенным в формуле настоящей полезной модели, это определяет, по мнению заявителя, соответствие полезной модели критерию «новизна».The applicant has not identified sources containing information about the technical solution that is identical to the characteristics given in the formula of this utility model, this determines, according to the applicant, the utility model meets the criterion of “novelty”.
Сущность полезной модели поясняется чертежами, где изображены:The essence of the utility model is illustrated by drawings, which depict:
на фиг.1 - Система изоляции негерметичности эксплуатационной колонны, разрез;figure 1 - System insulation leaks production casing, section;
на фиг.2 - Узел А на фиг.1.figure 2 - Node And figure 1.
Система изоляции негерметичности эксплуатационной колонны содержит:The casing leakage isolation system contains:
Металлический пластырь 1.Metal patch 1.
Колонну насосно-компрессорных труб (НКТ) 2.Tubing string (tubing) 2.
Нижнее уплотняющее устройство 3.Lower sealing device 3.
Верхнее уплотняющее устройство 4.Top sealing device 4.
Нижнее уплотняющее устройство 3 включает:The lower sealing device 3 includes:
Упор 5.Stop 5.
Конус 6.Cone 6.
Срезные штифты (соединяют упор 5 и конус 6) 7.Shear pins (connect stop 5 and cone 6) 7.
Нижнюю манжету (между упором 5 и конусом 6) 8.Lower cuff (between stop 5 and cone 6) 8.
Верхнее уплотняющее устройство 4 включает:The upper sealing device 4 includes:
Фиксирующую втулку с резьбой 9,Locking sleeve with thread 9,
- верхнюю манжету (на втулке 9) 10.- upper cuff (on sleeve 9) 10.
Подвижную втулку 11.Moving sleeve 11.
Срезные штифты (соединяют втулки 9 и 11) 12.Shear pins (connect bushings 9 and 11) 12.
Якорь с разламывающими сухарями 13,An anchor with breaking crackers 13,
- клин (якоря 13) 14. Нажимную втулку 15,- wedge (anchors 13) 14. The pressure sleeve 15,
- пружинную разрезную гайку (во втулке 15) 16,- spring split nut (in the sleeve 15) 16,
- резьбу (гайки 16 для втулки 15) 17,- thread (nuts 16 for sleeve 15) 17,
- резьбу (гайки 16 для втулки 9) 18.- thread (nuts 16 for sleeve 9) 18.
Система изоляции негерметичности эксплуатационной колонны труб состоит из нижнего 3 и верхнего 4 уплотняющих устройств, которые ограничивают при фиксации участок негерметичности.The insulation system for leaks in the production string of pipes consists of lower 3 and upper 4 sealing devices that limit the area of leakage during fixation.
Нижнее уплотняющее устройство 3 включает упор 5 и конус 6. Между упором 5 и конусом 6 размещена нижняя манжета 8. Упор 5 и конус 6 соединены срезными штифтами 7.The lower sealing device 3 includes a stop 5 and a cone 6. Between the stop 5 and the cone 6, a lower cuff is placed 8. The stop 5 and the cone 6 are connected by shear pins 7.
Металлический пластырь 1 установлен ниже участка негерметичности, на верхний край которого упирается конус 6 нижнего уплотняющего устройства 3.The metal patch 1 is installed below the leakage area, on the upper edge of which the cone 6 of the lower sealing device 3 abuts.
Верхнее уплотняющее устройство 4 включает фиксирующую втулку с резьбой 9, подвижную втулку 11, якорь с разламывающими сухарями 13 и клином 14, нажимную втулку 15. На фиксирующей втулке с резьбой 9 размещена верхняя манжета 10. Якорь с разламывающими сухарями 13 размещен выше верхней манжеты 10. Фиксирующая втулка 9 и подвижная втулка 11 соединены срезными штифтами 12. Подвижная втулка 11 имеет возможности перемещения вдоль фиксирующей втулки 9 и сопряжения с нажимной втулкой 15. В нажимной втулке 15 установлена пружинная разрезная гайка 16. Пружинная разрезная гайка 16 сопряжена с разламывающими сухарями якоря 13. Пружинная разрезная гайка 16 имеет две резьбы 17 и 18. Резьба 17 соединяет пружинную разрезную гайку 16 с нажимной втулкой 15, а резьба 18 обеспечивает взаимодействие пружинной разрезной гайки 16 с ответной ей резьбой в фиксирующей втулке 9.The upper sealing device 4 includes a locking sleeve with a thread 9, a movable sleeve 11, an anchor with breaking crackers 13 and a wedge 14, a pressing sleeve 15. On the fixing sleeve with a thread 9, an upper cuff 10 is placed. An anchor with breaking crackers 13 is placed above the upper cuff 10. The locking sleeve 9 and the movable sleeve 11 are connected by shear pins 12. The movable sleeve 11 has the ability to move along the locking sleeve 9 and mate with the pressure sleeve 15. In the pressure sleeve 15 is installed spring split nut 16. Spring time A nut 16 is associated with breaking crackers of the armature 13. The spring split nut 16 has two threads 17 and 18. Thread 17 connects the spring split nut 16 to the pressure sleeve 15, and thread 18 allows the spring split nut 16 to interact with the counter thread in the fixing sleeve 9 .
Систему изоляции негерметичности эксплуатационной колонны устанавливают в скважину на колонне НКТ 2.The casing leakage isolation system is installed in the well on the tubing string 2.
Систему устанавливают следующим образом.The system is installed as follows.
Ниже негерметичности эксплуатационной колонны устанавливают металлический пластырь 1. На НКТ 2 систему спускают в скважину до тех пор, пока конус 6 не упрется в верхний край поставленного металлического пластыря 1. При весовой нагрузке трубами НКТ в 3-5 тс происходит срезание штифтов 7 и упор 5 продолжает движение вниз, вдоль оси конуса 6, и сжимает нижнюю манжету 8, осуществляя запакеровку ниже зоны негерметичности.A metal patch 1 is installed below the leak of the production string. On the tubing 2, the system is lowered into the well until the cone 6 abuts against the upper edge of the delivered metal patch 1. When the weight of the tubing pipes is 3-5 ts, the pins 7 are cut and the stop 5 continues to move down along the axis of the cone 6, and compresses the lower cuff 8, making the sealing below the leakage zone.
В процессе продолжения спуска НКТ 2, при увеличении весовой нагрузки до 8-10 тс, происходит срезание штифтов 12 и подвижная втулка 11, перемещаясь вдоль втулки 9, перемещает нажимную втулку 15 с пружинной разрезной гайкой 16 на сухари якоря 13. Сухари якоря 13 передают нагрузку на клин 14 и через него на манжету 10, которая запакеровывает пространство выше негерметичности эксплуатационной колонны. При нагрузке на сухари якоря 13 выше прочностной характеристики, последние разламываются и фиксируют сжатую манжету 10 относительно эксплуатационной колонны. При сжатии манжеты 10 нажимная втулка 15 с пружинной разрезной гайкой 16 переместится по втулке 9 в зону, в которой на втулке 9 имеется, ответная резьбе 18, упорная резьба (не показана), произойдет фиксация от осевого смещения сухарей якоря 13. Система установлена. Колонну НКТ 2, на которой спускалась система, вместе с подвижной втулкой 11 поднимают из скважины, а негерметичный участок изолирован от остального пространства скважины.In the process of continuing the descent of the tubing 2, when the weight load increases to 8-10 tf, the pins 12 are cut off and the movable sleeve 11, moving along the sleeve 9, moves the push sleeve 15 with the spring split nut 16 to the anchor crackers 13. The anchor crackers 13 transfer the load on the wedge 14 and through it to the cuff 10, which seals the space above the leakage of the production string. When the load on the crackers of the anchor 13 is higher than the strength characteristic, the latter break and fix the compressed cuff 10 relative to the production string. When the cuff 10 is compressed, the pressure sleeve 15 with the spring loaded nut 16 will move along the sleeve 9 to the area in which the sleeve 9 has a mating thread 18, a threaded thread (not shown), the anchor 13 will be fixed from the axial displacement of the crackers. The system is installed. The tubing string 2, on which the system descended, together with the movable sleeve 11 is lifted from the well, and the leaky section is isolated from the rest of the well space.
Съем системы осуществляют путем фрезерования верхней части системы до клина 14, с последующим захватом оставшейся части метчиком и подъемом.The removal of the system is carried out by milling the upper part of the system to the wedge 14, with subsequent capture of the remaining part by a tap and lifting.
Предложенная система изготовлена промышленным способом на заводе «Измерон», а проведенные испытания на Рыбкинском месторождении ОАО «Оренбургнефть» подтверждают ее «промышленную применимость».The proposed system was manufactured industrially at the Izmeron plant, and tests performed at the Rybkinsky field of Orenburgneft OJSC confirm its “industrial applicability”.
Claims (1)
Priority Applications (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
RU2005113894/22U RU47956U1 (en) | 2005-05-05 | 2005-05-05 | OPERATION COLUMN INSULATION SYSTEM |
Applications Claiming Priority (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
RU2005113894/22U RU47956U1 (en) | 2005-05-05 | 2005-05-05 | OPERATION COLUMN INSULATION SYSTEM |
Publications (1)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
RU47956U1 true RU47956U1 (en) | 2005-09-10 |
Family
ID=35848395
Family Applications (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
RU2005113894/22U RU47956U1 (en) | 2005-05-05 | 2005-05-05 | OPERATION COLUMN INSULATION SYSTEM |
Country Status (1)
Country | Link |
---|---|
RU (1) | RU47956U1 (en) |
Cited By (6)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
RU2456436C2 (en) * | 2008-02-20 | 2012-07-20 | Сальтель Индюстри | Method for reinforcing drilled well section with casing pipe, and device for its implementation |
RU2592310C1 (en) * | 2015-01-12 | 2016-07-20 | Общество с ограниченной ответственностью "Сервисная Компания "Навигатор" | Extracted threaded patch device for sealing production string disorders |
RU2592309C1 (en) * | 2015-01-12 | 2016-07-20 | Игорь Александрович Малыхин | Sealing method for production string disorders |
RU168248U1 (en) * | 2016-03-22 | 2017-01-25 | Игорь Александрович Малыхин | CASING REPAIR DEVICE |
RU2639006C1 (en) * | 2017-03-28 | 2017-12-19 | Общество с ограниченной ответственностью "Пласт Инжиниринг" | Device for restoration of defective sections of production strings of oil and gas wells with controlled cone-transformer |
RU2796067C1 (en) * | 2022-04-26 | 2023-05-16 | Общество с ограниченной ответственностью "Научно-производственная фирма "Форойл" | Pipe leak isolation device |
-
2005
- 2005-05-05 RU RU2005113894/22U patent/RU47956U1/en not_active IP Right Cessation
Cited By (6)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
RU2456436C2 (en) * | 2008-02-20 | 2012-07-20 | Сальтель Индюстри | Method for reinforcing drilled well section with casing pipe, and device for its implementation |
RU2592310C1 (en) * | 2015-01-12 | 2016-07-20 | Общество с ограниченной ответственностью "Сервисная Компания "Навигатор" | Extracted threaded patch device for sealing production string disorders |
RU2592309C1 (en) * | 2015-01-12 | 2016-07-20 | Игорь Александрович Малыхин | Sealing method for production string disorders |
RU168248U1 (en) * | 2016-03-22 | 2017-01-25 | Игорь Александрович Малыхин | CASING REPAIR DEVICE |
RU2639006C1 (en) * | 2017-03-28 | 2017-12-19 | Общество с ограниченной ответственностью "Пласт Инжиниринг" | Device for restoration of defective sections of production strings of oil and gas wells with controlled cone-transformer |
RU2796067C1 (en) * | 2022-04-26 | 2023-05-16 | Общество с ограниченной ответственностью "Научно-производственная фирма "Форойл" | Pipe leak isolation device |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
US5253705A (en) | Hostile environment packer system | |
US7455118B2 (en) | Secondary lock for a downhole tool | |
CN110513095B (en) | Oil and gas well fracturing transformation process adopting controllable delay opening toe end sliding sleeve | |
RU47956U1 (en) | OPERATION COLUMN INSULATION SYSTEM | |
CN206830123U (en) | A kind of HTHP packer of band elasticity deblocking ratchet and balance bypass | |
US7231987B2 (en) | Deep set packer with hydrostatic setting actuator | |
EP2817480B1 (en) | System and method for enhanced sealing of well tubulars | |
EP3601721B1 (en) | Safety valve | |
RU2366798C1 (en) | Hydraulic packer | |
RU2478776C1 (en) | Device for installation and sealing of casing string liner in well | |
CN104563955A (en) | Steel pipe hydraulic expansion type external casing packer | |
NO20171529A1 (en) | Packer setting during high flow rate | |
CN205422562U (en) | Not kill -job of shale gas well is not taken and has been pressed down flow string | |
RU2386011C1 (en) | Hydra-mechanical packer | |
RU131065U1 (en) | PACKER | |
RU2296853C2 (en) | Drillable packer | |
RU164217U1 (en) | PACKER WITH CABLE INPUT | |
RU2101461C1 (en) | Packer | |
RU199515U1 (en) | Hydraulic packer | |
RU2584258C1 (en) | Device for suspension and sealing blind casing | |
RU2493353C1 (en) | Packer assembly | |
RU2380513C1 (en) | Hydraulic installation device | |
RU2455457C1 (en) | Packer-anchor and method of well annular space separation by packer-anchor | |
RU2151854C1 (en) | Hydraulic packer | |
CN112049601A (en) | Shaft packing device near wellhead of oil and gas well and using method thereof |
Legal Events
Date | Code | Title | Description |
---|---|---|---|
PC1K | Assignment of utility model |
Effective date: 20061123 |
|
MM1K | Utility model has become invalid (non-payment of fees) |
Effective date: 20080506 |