SU1530738A1 - Arrangement for fluid-tightness testing of casing in well - Google Patents
Arrangement for fluid-tightness testing of casing in well Download PDFInfo
- Publication number
- SU1530738A1 SU1530738A1 SU874212809A SU4212809A SU1530738A1 SU 1530738 A1 SU1530738 A1 SU 1530738A1 SU 874212809 A SU874212809 A SU 874212809A SU 4212809 A SU4212809 A SU 4212809A SU 1530738 A1 SU1530738 A1 SU 1530738A1
- Authority
- SU
- USSR - Soviet Union
- Prior art keywords
- nozzle
- cavity
- well
- fluid
- channels
- Prior art date
Links
Landscapes
- Examining Or Testing Airtightness (AREA)
Abstract
Изобретение относитс к бурению скважин. Цель - повышение эффективности работы за счет обеспечени многократной опрессовки при исключении гидравлических ударов. Дл этого с нижней частью опоры 10 жестко св зан ступенчатый в верхней части по внутренней поверхности патрубок 16 с осевым каналом и радиальными каналами 22 в верхней части. В нижней части полости патрубка 16 расположен подпружиненный относительно него стакан 26. Устройство также имеет седло под бросовый шар 21, выполненное в виде ступенчатой втулки 18, расположенной в верхней части патрубка 16, подпружиненна относительно него и установленной с возможностью перекрыти ее боковой поверхностью большей ступени 17 каналов 22 в рабочем положении устр-ва. Жидкость из бурильной колонны через отверстие полость ступени 17 и каналы 22 изливаетс в скважину, что обеспечивает подъем и отворачивание труб без сифона. 2 ил.The invention relates to the drilling of wells. The goal is to increase work efficiency by providing repeated crimping while eliminating water hammering. For this, a branch pipe 16 is rigidly connected with the lower part of the support 10 in the upper part along the inner surface of the nozzle 16 with the axial channel and the radial channels 22 in the upper part. In the lower part of the cavity of the nozzle 16 there is a cup 26. spring-loaded relative to it. The device also has a saddle for a casting ball 21, made in the form of a stepped sleeve 18, located in the upper part of the nozzle 16, spring-loaded relative to it and installed with a lateral surface with a greater degree 17 channels 22 in the working position of the device. Fluid from the drill string through the opening of the cavity of the stage 17 and the channels 22 is poured into the well, which ensures the lifting and unscrewing of the pipes without a siphon. 2 Il.
Description
слcl
ный относительно него стакан 26. Устройство также имеет седло под бросовый шар 21, вьтолнеиное в виде ступенповерхностью большей ступени 17 каналов 22 в рабочем положении устр-ва. Жидкость из бурильной колонны черезA cup 26 relative to it. The device also has a saddle for a cast ball 21, thick in the form of a step surface of a greater degree 17 of channels 22 in the working position of the device. Fluid from the drill string through
чатой втулки 18, расположенной в верх-с отверстие полость ступени 17 и каналыChat sleeve 18, located at the top of the hole cavity cavity 17 and channels
ней части патрубка 16, подпружиненной относительно него и установленной с возможностью перекрыти ее боковойit part of the pipe 16, is spring-loaded relative to it and installed with the possibility of overlapping its side
22 изливаетс в скважину, что обеспечивает подъем и отворачивание труб без сифона. 2 ил.22 is poured into the well, which provides for lifting and unscrewing pipes without a siphon. 2 Il.
поверхностью большей ступени 17 каналов 22 в рабочем положении устр-ва. Жидкость из бурильной колонны черезthe surface of the larger step 17 of the channels 22 in the operating position of the device. Fluid from the drill string through
22 изливаетс в скважину, что обеспечивает подъем и отворачивание труб без сифона. 2 ил.22 is poured into the well, which provides for lifting and unscrewing pipes without a siphon. 2 Il.
Изобретение относитс к бурению, а именно к устройствам дл испытани на герметичность обсадных колонн скважин .The invention relates to drilling, in particular to devices for testing the tightness of a well casing.
Цель изо-бретепи - повышение эффективности в работе за счет обеспечени многократной опрессовки при исключении гидравлических ударов.The purpose of the Bretepi is to increase work efficiency by providing repeated crimping while eliminating water hammering.
На фиг. 1 изображено устройство дл испытани обсадной колонны на герметичность перед спуском в скважину, разрез , на фиг. 2 - то же, при испытании .FIG. Figure 1 shows a device for testing a casing for leaktightness before descending into a well, a section, in fig. 2 - the same, when tested.
Устройство дл испытани обсадной колонны на герметичность включает предназначенный дл св зи с колонной бурильных труб переводник 1, к которому присоединен корпус 2 с осевым каналом 3. На наружной поверхности корпуса 2 установлен с возможностью ограниченного осевого перемещени поршень А с обечайкой 5, перекрывающей радиальные каналы 6, сообщающие полость 7 переводника и полость корпуса со скважиной. В переводнике 1 выполнено отверстие 8, сЪобщгиощее полость переводника с надпоршневой полостью 9. Поршень 4 установлен с возможностью взаимодействи через опору 10 с уплотнительным элементом 11, расположенным на корпусе 2. Под уплотнительным элементом 11 установлена жестко св занна с корпусом опора 12. Тело уплотнительного элемента 11 армировано внутри упругодеформируемыми элементами, выполненными, например, в виде равномерно расположенных по кольцевому сечению изогнутых пластин 13, обращенных вьтуклостью к наружной поверхности уплотнител 11 и взаимодействующих в средней части с упругодеформируемыми разрезными кольцами 14, или в виде пружины 15 сжати , вьтолненной в виде вьтуклого цилиндра второго пор дка. С нижней частью опоры 12 жестко св зан патрубок 16, вьтолненный в верхней части соThe casing leak testing device includes a substation 1, designed to communicate with the drill string, to which case 2 is attached with an axial channel 3. On the outer surface of case 2, a piston A with a shell 5 overlapping radial channels 6 is installed with limited axial movement. reporting cavity 7 of the sub and the housing cavity with a well. In the sub 1, a hole 8 is made, the common cavity of the sub with the over piston cavity 9. The piston 4 is installed with the possibility of interaction through the support 10 with the sealing element 11 located on the housing 2. Under the sealing element 11, the support 12 is rigidly connected to the housing 11 is reinforced inside by elastically deformable elements, made, for example, in the form of curved plates 13 evenly spaced along an annular section, facing towards the outer surface of the seal bodies 11 and interacting in the middle part with elastically deformable split rings 14, or in the form of a compression spring 15, filled in the form of a tight second order cylinder. With the lower part of the support 12 is rigidly connected the pipe 16, executed in the upper part with
5five
00
5five
00
5five
00
5five
00
5five
ступенью 17 большего диаметра внутренней его поверхности. В осевом канапе патрубка 16 в верхней его части установлено седло в виде втулки 18 с отверстием 19 и уплотнением 20 под бросовый шар 21, диаметр которого меньше диаметра отверсти 19. В верхней части патрубка на ступени 17 выполнены радиальные каналы 22 дл сообщени полости патрубка с затрубным пространством. Втулка 18 выполнена ступенчатой и подпружинена относительно патрубка пружиной 23, расположенной в расточке 24 патрубка, диаметр которой меньше диаметра ступени 17 и соответствует меньшей ступени втулки 18.step 17 of a larger diameter of its inner surface. In the axial canape of the pipe 16 in its upper part there is a saddle in the form of a sleeve 18 with a hole 19 and a seal 20 for a casting ball 21, the diameter of which is smaller than the diameter of the hole 19. In the upper part of the pipe in step 17 radial channels 22 are made to communicate the cavity of the pipe with the annular space. The sleeve 18 is made stepped and spring-loaded relative to the nozzle by a spring 23 located in the bore 24 of the nozzle, the diameter of which is less than the diameter of the step 17 and corresponds to the lower stage of the sleeve 18.
Диаметр ступени 17 патрубка соответствует диаметру большей ступени втулки 18, причем последн в рабочем положении устройства (фиг. 2) боковой поверхностью имеет возможность перекрыти радиальных каналов 22 патрубка 16. В нижней части полости патрубка 16 в расточке 25 под втулкой 18 установлен стакан 26, взаимодействую щий с пружиной 27. Стакан 26 имеет полость 28, а расточка 25 сообщаетс со скважиной отверстием 29, выполненным в нижнем торце патрубка 16.The diameter of the step 17 of the nozzle corresponds to the diameter of the larger step of the sleeve 18, the latter having the lateral surface in the working position of the device (Fig. 2) has the ability to block the radial channels 22 of the nozzle 16. In the lower part of the cavity of the nozzle 16, a cup 26 is installed in the bore 25 under the sleeve 18, interacting The spring 26 has a cavity 28, and the bore 25 communicates with a bore a hole 29 made in the lower end of the nozzle 16.
Устройство работает следующим образом .The device works as follows.
В положении, показанном на фиг.1, без бросового шара 21 устройство на колонне бурильных труб спускают в скважину (не показана) в требуемый интервал . При этом колонна бурильных труб заполн етс жидкостью из скважины через отверстие 19 каналы 22 и 3 и полость 7, чем исключаютс трудозатра 1;ы и врем , св занные с доливом труб. После спуска в колонну бурильных труб забрасывают шар 21 и включают часос дл нагнетани жидкости. При посадке шара 21 на уплотнение 20 канал 3 перекрываетс , и давление жидкости над втулкой 18 начинает возрастать, вслед5In the position shown in FIG. 1, without the waste ball 21, the device on the drill string is lowered into the well (not shown) at the desired interval. At the same time, the string of drill pipes is filled with fluid from the well through the opening 19 of the channels 22 and 3 and the cavity 7, which eliminates the work effort 1; s and the time associated with topping up the pipes. After descending into the drill string, the ball 21 is dropped and the hour is turned on to inject fluid. When the ball 21 is seated on the seal 20, the channel 3 closes and the fluid pressure above the hub 18 begins to increase, after 5
ствие чего втулка 18 смещаетс вниз, сжима пружину 23, Перемещение втулки 18 осуществл етс до ее упора в торец ступени 17, при этом перекрывают- р радиальные каналы 22 и возрастающим давлением шар 21 вытесн етс через уплотнение 20. При перемещении шара 21 через уплотнение 20 в полости расточки 24 возрастает давление, усилием которого стакан 26 отжимаетс вниз сжима пружину 27 и вытесн жидкость из полости расточки 25 через отверстие 29 в скважину. Пройд уплотнение 20, шар 21 падает под собственным весом в полость 28 стакана 26 (фиг. 2). За счет повышени давлени в отверстии 19 втулки и расточки 24 патрубка 16 по сравнению со скважиной и разницы площадей торцов втулки 18, последн прижимаетс вниз и тем самым посто нно на врем нагнетани жидкости перекрывает отверсти 22, обеспечива проведение испытаний.As a result, the sleeve 18 is displaced downward, compressing the spring 23. The sleeve 18 is moved until it stops at the end of the stage 17, thus blocking the radial channels 22 and with increasing pressure the ball 21 is displaced through the seal 20. In the cavity of the bore 24, the pressure increases, with the force of which the cup 26 is pressed downwardly compressing the spring 27 and the liquid is forced out of the cavity of the bore 25 through the opening 29 into the well. Passing the seal 20, the ball 21 falls under its own weight into the cavity 28 of the cup 26 (Fig. 2). By increasing the pressure in the opening 19 of the sleeve and the bore 24 of the nozzle 16 as compared with the well and the difference in the areas of the ends of the sleeve 18, the latter is pressed down and thus constantly closes the openings 22 for the time of fluid injection, ensuring testing.
153153
По- мере увеличени давлени в колон-25 от действи пружин 27 и 23 поршеньAs the pressure in the column-25 increases from the action of the springs 27 and 23, the piston
не труб и полости 9, куда жидкость нагнетаетс через отверстие 8,поршен 4 постепенно перемещаетс вниз, сжима через опору 10 уплотнительный элмент 11, в котором упругодеформируе- мые элементы 13 или 15, сжима сь, увличивают величину прогиба в средней части и тем самым прижимают резину уплотнител к стенке обсадной колоннNot pipes and cavities 9, where the fluid is pumped through the opening 8, the piston 4 gradually moves downward, compressing the sealing element 11, in which the elastically deformable elements 13 or 15, compressing, deflate the amount of deflection in the middle part and thereby press sealing rubber to the casing wall
При величине давлени в полости 9 равном давлению пакеровки, обсадна колонна герметично разобщена и обечайка 5 открывает радиальные каналы 6, вследствие чего жидкость нагнетаетс из полости 7 в испытуемый участок обсадной колонны. При этом поршень 4 с обечайкой 5 не возвращаетс в исходное положение, так как хот давление в полости 7 и несколько снижаетс за счет сообщени радиальных каналов 6 со скважиной, вследствие дросселирующего эффекта отверсти 8 давление в полости 9 снижаетс медленнее . Кроме того, хот сжатые элементы 13 и 15 стрем тс переместить опору 10, а следовательно, и поршень 4 вверх, это перемещение замедл етс релаксацией резины и ее трением о стенки обсадной колонны. Дальнейшее нагнетание жидкости в скважину до величины давлени пакеровки, а затем и оПрессовки, приводит к тому, что усили на поршне 4 сверху и снизу уравновешиваютс и дальнейшее сжатиеWhen the pressure in cavity 9 is equal to the pressure of the packer, the casing string is hermetically disconnected and the shell 5 opens the radial channels 6, as a result of which the fluid is injected from cavity 7 into the test section of the casing. At the same time, the piston 4 with the shell 5 does not return to its original position, since although the pressure in cavity 7 and somewhat decreases due to the communication of the radial channels 6 with the well, due to the throttling effect of the hole 8, the pressure in cavity 9 decreases more slowly. In addition, while the compressed elements 13 and 15 tend to move the support 10, and hence the piston 4 up, this movement is slowed down by the relaxation of the rubber and its rubbing against the walls of the casing. Further injection of fluid into the well to the pressure of the packer, and then the pressure, leads to the fact that the forces on the piston 4 from the top and bottom are balanced and further compression
07380738
уплотнительного элемента 11 происходит за счет эффекта самоуплотнени . После вьщержки под давлением опрес- совки давление стравливают вначале в скважине до величины давлени паке- ровки,при этом поршень 4 постепенно от действи опоры 10, взаимодействующей с разжимающимис элементами 13sealing element 11 is due to the effect of self-sealing. After performing the pressurized pressure, the pressure is relieved first in the well to the value of the blocking pressure, while the piston 4 is gradually from the action of the support 10, which interacts with the depressing elements 13
10 или 15 перемещаетс вверх и закрывает радиальные каналы 6. Таким образом полость скважины отдел етс от полости 7.10 or 15 moves upward and closes the radial channels 6. Thus, the cavity of the well is separated from the cavity 7.
Однако уплотнительный элемент 11However, the sealing element 11
15 еще деформирован, так как в колонне труб и полости 9 давление пакеровки сохран етс . После сн ти давлени в скважине стравливают давление в колонне бурильных труб, вследствие чего15 is still deformed, since the packer pressure is maintained in the pipe string and cavity 9. After relieving the pressure in the well, the pressure in the drill string is relieved, resulting in
20 уплотнительный элемент 11 постепенно возвращаетс в исходное положение благодар воздействию элементов 13 или 15. После выравнивани давлений в колонне бурильных труб и в скважине20, the sealing element 11 gradually returns to its original position due to the effects of elements 13 or 15. After equalizing the pressures in the drill string and in the well
3535
4040
ЗО ZO
4545
5050
5five
втулка 18 возвращаютс в исходное положение , вследствие чего радиальными каналами 22 скважина гидравлически сообщаетс с полостью уплотнительного элемента, а следовательно, и с колонной бурильных труб.sleeve 18 is returned to its original position, as a result of which radial channels 22 bore hydraulically in communication with the cavity of the sealing element and, consequently, with the drill pipe string.
При необходимости поинтервального испытани устройство поднимают выше. При этом жидкость из колонны бурильных труб через полость 7, канал 3, отверстие 19, полость верхней ступени 17 и радиальные каналы 22 изливаетс в скважину, что обеспечивает подъем и отворачивание труб без сифона. Пор док проведени испытаний прежний с очередным сбрасыванием шара 21, т.е. каждое испытание в новом интервале требует забрасывание еще одного шара 21, в св зи с чем полость 28 стакана 26 имеет необходимую величину дл размещени нескольких шаров.If necessary, interval testing device is raised higher. At the same time, fluid from the drill pipe string through the cavity 7, channel 3, hole 19, cavity of the upper stage 17 and radial channels 22 is poured into the well, which ensures lifting and unscrewing the pipes without a siphon. The test procedure is the same with the next drop of the ball 21, i.e. each test in the new interval requires the throwing of another ball 21, in connection with which the cavity 28 of the cup 26 has the necessary size to accommodate several balls.
Claims (1)
Priority Applications (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
SU874212809A SU1530738A1 (en) | 1987-03-16 | 1987-03-16 | Arrangement for fluid-tightness testing of casing in well |
Applications Claiming Priority (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
SU874212809A SU1530738A1 (en) | 1987-03-16 | 1987-03-16 | Arrangement for fluid-tightness testing of casing in well |
Publications (1)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
SU1530738A1 true SU1530738A1 (en) | 1989-12-23 |
Family
ID=21291856
Family Applications (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
SU874212809A SU1530738A1 (en) | 1987-03-16 | 1987-03-16 | Arrangement for fluid-tightness testing of casing in well |
Country Status (1)
Country | Link |
---|---|
SU (1) | SU1530738A1 (en) |
-
1987
- 1987-03-16 SU SU874212809A patent/SU1530738A1/en active
Non-Patent Citations (1)
Title |
---|
Авторское свидетельство СССР № 1010256, кл. Е 21 В 34/10, 1981. Патент US № 2857972, кл. 277-116, опублик. 1958. * |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
EP0237662B1 (en) | Downhole tool | |
CN113027417B (en) | Water-retaining pressure-releasing device and method suitable for deep water drilling ground stress test | |
SU1530738A1 (en) | Arrangement for fluid-tightness testing of casing in well | |
RU2101463C1 (en) | Packer-type device for selective testing of beds | |
RU2292442C1 (en) | Interval packer device, hydro-mechanical packer and repression-depression action hydraulic packer (its variants) | |
SU1629522A1 (en) | Valve for formation tester | |
SU1196497A1 (en) | Sampling device for formation tester | |
RU2719878C1 (en) | Device for preventer crimping on well | |
RU2788207C1 (en) | Preventer pressure test stand | |
SU1138488A1 (en) | Formation tester | |
RU2105131C1 (en) | Hydraulic packer | |
SU1025798A1 (en) | Hydraulic pile hammer | |
SU1035192A1 (en) | Arrangement for sealing casings in well | |
RU52910U1 (en) | PACKING DEVICE | |
SU478933A1 (en) | Device for regulating interpacker pressure | |
SU1677265A1 (en) | Gaslift valve | |
SU1677264A1 (en) | Method and apparatus for basket cementation of casing string and dead-end cementing plug | |
RU2083805C1 (en) | Device for clearing bottom hole | |
SU1452928A1 (en) | Sampler of bottom soil | |
RU59700U1 (en) | PACKER | |
RU2243359C1 (en) | Sleeve for stepped cementation of casing column | |
SU1310510A1 (en) | Valve for casing string | |
SU1129326A1 (en) | Apparatus for conducting isolating work in wells | |
SU1484912A1 (en) | Packer | |
SU1756613A1 (en) | Plunger for sucker-rod well pump |