Способ ремонта скважины


 


Владельцы патента RU 2494222:

Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина (RU)

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и может найти применение при ремонте скважины с нарушениями обсадной колонны. При осуществлении способа ведут спуск в интервал ремонта пластыря и якоря, посадку якоря, расширение стенок пластыря до их прижатия к стенкам скважины. Работы проводят в скважине с не менее чем 6-дюймовой изношенной эксплуатационной колонной, пластырем перекрывают интервал перфорации эксплуатационной колонны не менее чем на 2 м с каждой стороны. Работы с пластырем проводят в среде водного раствора поверхностно-активного вещества. Спускают в скважину новую эксплуатационную колону, цементируют межтрубное пространство между старой и новой эксплуатационной колонной, перфорируют в интервале продуктивного пласта новую эксплуатационную колонну, цементное кольцо между пластырем и новой эксплуатационной колонной, пластырь и старую эксплуатационную колонну. Повышается надежность герметизации.

 

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и может найти применение при ремонте скважины с нарушениями обсадной колонны.

Известен способ герметизации эксплуатационной колонны скважины, который включает спуск пластыря в виде гладкого металлического патрубка с эластичными уплотнениями по концам и якорем в виде продольно-гофрированного патрубка, создание избыточного давления внутри пластыря до расправления гофр якоря и плотного прижатия их к стенкам скважины, придание вращения посадочному инструменту с расширяющей оправкой до плотного и герметичного прижатия стенок пластыря. Спуск пластыря производят на колонне труб, оснащенных снизу полой пробкой и расположенным ниже посадочным инструментом с расширяющей оправкой в виде вальцующей головки с изменяемым вылетом роликов. Пробку перед спуском присоединяют с герметичным перекрытием по периметру к верхнему концу пластыря, нижний конец которого перекрывают герметично башмаком. После установки якоря пробку отсоединяют от пластыря и извлекают из него вместе с посадочным инструментом. Посадочному инструменту при расширении придают дополнительное осевое перемещение вниз с разгерметизацией нижнего конца пластыря в конце расширения. Упрощается осуществление способа, повышается надежность (Патент РФ №2363832, опубл. 10.0,8.2003).

Наиболее близким к предложенному изобретению по технической сущности является способ герметизации обсадной колонны скважины, который включает спуск в интервал установки скважины пластыря, изготовленного в виде гладкого металлического патрубка с эластичными уплотнителями по концам и якорем, расположенным внизу и выполненным в виде продольногофрированного патрубка с наружным диаметром при расправлении гофр не менее внутреннего диаметра скважины в интервале установки, создание избыточного давления внутри пластыря до расправления гофр якоря и плотного их прижатия к стенкам скважины, придание вращения посадочному инструменту с расширяющей оправкой, которая расширяет стенки пластыря до плотного и герметичного их прижатия к стенкам скважины, после чего посадочный инструмент и расширяющую оправку извлекают на поверхность. Спуск пластыря производят на колонне труб, оснащенных снизу полой пробкой, присоединенной с герметичным перекрытием по периметру к верхнему концу пластыря, нижний конец которого перекрыт герметично башмаком, после установки якоря пробку отсоединяют от пластыря и извлекают из скважины. Перед расширением спускают посадочный инструмент с расширяющей оправкой, выполненной в виде вальцующей головки с изменяемым вылетом роликов. Посадочному инструменту при расширении придают дополнительное осевое перемещение вниз с разгерметизацией нижнего конца пластыря. Повышается надежность, достигается упрощение и удешевление способа (Патент РФ №2353752, опубл. 27.04.2009 - прототип).

Недостатком известных способов является малая надежность герметизации стенок скважины, особенно при наличии изношенной эксплуатационной колонны.

В предложенном изобретении решается задача повышения надежности герметизации эксплуатационной колонны при сохранении коллекторских свойств пласта.

Задача решается тем, что в способе ремонта скважины, включающем спуск в интервал ремонта пластыря и якоря, посадку якоря, расширение стенки пластыря до их прижатия к стенкам скважины, согласно изобретению, работы проводят в скважине с не менее чем 6 дюймовой изношенной экплуатационной колонной, пластырем перекрывают интервал перфорации или интервал перфорации с нарушениями сплошности эксплуатационной колонны не менее чем на 2 м с каждой стороны, работы с пластырем проводят в среде водного раствора поверхностно-активного вещества (ПАВ), спускают в скважину новую эксплуатационную колонну, цементируют межтрубное пространство между старой и новой эксплуатационной колонной, перфорируют в интервале продуктивного пласта новую эксплуатационную колонну, цементное кольцо между пластырем и новой эксплуатационной колонной, пластырь и старую эксплуатационную колонну.

Сущность изобретения

Известные способы ремонта скважин, включающие постановку пластыря на дефектное место, оказываются малоэффективными при сильно изношенной эксплуатационной колонне. Защита только одного места не гарантирует от возникновения нового дефектного места в эксплуатационной колонне.

На сегодняшний день способ герметизации эксплуатационных колонн внедрением дополнительных колонн и цементируемых пластырей, иначе говоря цементируемых летучек малого диаметра получил широкое распространение как наиболее надежный и долговечный. Однако в процессе частичной блокировки интервалов перфорации и последующих работ по подъему цемента за дополнительной колонной (цементируемой летучкой) возникает кольматация интервалов перфорации наполнителями и цементным раствором, применяемым при ремонтно-изоляционных работах. Это отрицательно сказывается на коллекторских свойствах пластов -наблюдается заметное снижение коэффициента продуктивности скважин. Более того, в большинстве случаев наблюдается снижение коэффициента продуктивности в 2 и более раза. Наиболее же резкое снижение продуктивности наблюдается на скважинах с улучшенными коллекторскими свойствами - с ранее проведенным гидроразрывом пласта.

В предложенном изобретении решается задача повышения надежности герметизации эксплуатационной колонны при сохранении коллекторских свойств пласта. Задача решается следующим образом.

Работы проводят в скважине с не менее чем 6-дюймовой (с условным диаметром 168 мм) изношенной экплуатационной колонной. При ремонте заполняют скважину водным раствором ПАВ. В основном используют неионогенные и анионоактивные ПАВ типа ОП-7, ОП-10 и т.п. и композиционные ПАВ, состоящие из смесей ПАВ типа МЛ-72, МЛ-80, МЛ-81Б и т.п. ПАВ применяют преимущественно в виде 1-3%-ного водного раствора.

Прорабатывают интервал перфорации продуктивного пласта и рядом расположенные дефектные места эксплуатационной колонны. Проработка колонны проводится с применением гидравлического скребка на насосно-компрессорных трубах (НКТ), над скребком на расстоянии одной трубы устанавливается жесткий шаблон (наружным диаметром 144 мм для эксплуатационной колонны 168 мм). Проработка скребком проводится в месте посадки пластыря (летучки), очистка эксплуатационной колонны проводится с запасом по 10 м выше и ниже места посадки летучки. При наличии парафиноотложений в интервале посадки очистку колонны скребком проводить с промывкой растворителей.

Спускают в интервал ремонта пластырь (летучку) с якорем. Пластырем перекрывают интервал перфорации эксплуатационной колонны не менее чем на 2 м с каждой стороны. Производят посадку якоря. Расширяют стенки пластыря до их прижатия к стенкам скважины.

Спускают в скважину новую эксплуатационную колонну с перекрытием дефектной (изношенной) части колонны, продуктивной части, защищенной пластырем (летучкой) от попадания тампонажных материалов, цементируют межтрубное пространство между старой и новой эксплуатационной колонной, перфорируют в интервале продуктивного пласта новую эксплуатационную колонну, цементное кольцо между пластырем и новой эксплуатационной колонной, пластырь и старую эксплуатационную колонну.

В результате исключается попадание цемента в перфорационные отверстия в продуктивной части старой эксплуатационной колонны, перфорационные отверстия промываются раствором ПАВ, а при перфорации продуктивной части увеличивается плотность перфорации за счет появления новых перфорационных отверстий и сохранения существующих. Все это позволяет создать надежно загерметизированную эксплуатационную колонну при сохранении коллекторских свойств пласта.

Пример конкретного выполнения

Выполняют ремонт нефтедобывающей скважины, находящейся в эксплуатации 31 год с интервалом продуктивного пласта от 1763 м до 1767 м. На расстоянии 247,6 м от интервала имеется дефектное место (в интервале от 1505 м до 1515,4 м). Скважина обсажена 6-дюймовой эксплуатационной колонной. При ремонте заполняют скважину 2%-ным водным раствором ПАВ МЛ-81Б. Прорабатывают интервал перфорации продуктивного пласта эксплуатационной колонны. Спускают в скважину пластырь длиной 12 м с якорем. Пластырем перекрывают интервал перфорации продуктивного пласта от 1763 м до 1767 м эксплуатационной колонны не менее чем на 2 м с каждой стороны. Производят посадку якоря. Расширяют стенки пластыря до их прижатия к стенкам скважины в интервале перфорации.

Спускают в скважину новую 4-дюймовую эксплуатационную колонну с условным диаметром 114 мм с перекрытием дефектного места в интервале от 1505 до 1515,4 м колонны и интервала перфорации в интервале от 1763 м до 1767 м, защищенного пластырем (летучкой), цементируют межтрубное пространство между старой и новой эксплуатационной колонной, для вызова притока перфорируют системой КПО-73ПП (40 отверстий) в интервале продуктивного пласта новую эксплуатационную колонну, цементное кольцо между пластырем и новой эксплуатационной колонной, пластырь и старую эксплуатационную колонну. Осваивают скважину.

В результате выполненных работ новая 4 дюймовая эксплуатационная колонна установлена в интервале от 1393,7 м до 1821,4 м с перекрытием: дефекта (износа) старой колонны (в интервале от 1505 м до 1515,4 м), пластыря (летучкой), спущенного в интервале от 1760 м до 1772 м для защиты пласта (перфорированного в интервале от 1763 м до 1767 м) от негативного воздействия тампонажных материалов. По результатам выполненных работ был сохранен дебит скважины на уровне 20 м3/сут. Скважина надежно загерметизирована при сохранении коллекторских свойств продуктивного пласта.

Применение предложенного способа позволит повысить надежность герметизации скважины и сохранить коллекторские свойства продуктивного пласта.

Способ ремонта скважины, включающий спуск в интервал ремонта пластыря и якоря, посадку якоря, расширение стенок пластыря до их прижатия к стенкам скважины, отличающийся тем, что работы проводят в скважине с не менее чем 6 дюймовой изношенной эксплуатационной колонной, пластырем перекрывают интервал перфорации продуктивного пласта эксплуатационной колонны не менее чем на 2 м с каждой стороны, работы с пластырем проводят в среде водного раствора поверхностно-активного вещества, спускают в скважину новую эксплуатационную колонну, цементируют межтрубное пространство между старой и новой эксплуатационной колонной, перфорируют в интервале продуктивного пласта новую эксплуатационную колонну, цементное кольцо между пластырем и новой эксплуатационной колонной, пластырь и старую эксплуатационную колонну.



 

Похожие патенты:

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к бурению и капитальному ремонту скважин, и предназначено для изоляции зон осложнений установкой расширяемых труб в скважине.

Изобретение относится к бурению скважин, в частности к устройствам для установки профильных перекрывателей при изоляции ими зон осложнений бурения. .

Изобретение относится к изготовлению изделий из композиционных материалов методом намотки, в частности, на обсадной трубе с заранее вырезанным в ней «окном», предназначенной для установки в состав эксплуатационной колонны при строительстве многозабойных скважин.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к эксплуатации и ремонту скважин. .

Изобретение относится к бурению и капитальному ремонту скважин и предназначено, в частности, для развальцовывания труб при их установке в скважине. .

Изобретение относится к бурению скважин, в частности для крепления неустойчивых пород на протяженных участках стволов скважин. .

Изобретение относится к бурению и капитальному ремонту скважин и предназначено, в частности, для расширения труб при их установке в скважине. .

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, а именно к капитальному ремонту обсадных колонн с помощью металлических пластырей. .

Изобретение относится к бурению и капитальному ремонту скважин и предназначено для расширения труб в скважине. .

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к поинтервальному бурению и креплению осложненных участков ствола скважины. .

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при ремонте скважины. Способ включает спуск колонны насосно-компрессорных труб с пакером в обсадную колонну, посадку пакера, определение удельной приемистости каждого нарушения обсадной колонны, изоляцию нарушений. Над пакером устанавливают двухпозиционный клапан, спускают колонну насосно-компрессорных труб до забоя скважины и производят шаблонировку обсадной колонны. Производят посадку пакера над нижним нарушением, определяют начальную удельную приемистость нарушения. При удельной приемистости ниже 0,5 м3/(ч·МПа) изоляцию интервала нарушения не производят. При удельной приемистости выше 0,5 м3/(ч·МПа) производят закачку и продавку в интервал нарушения блокирующего состава, промывают излишки блокирующего состава, определяют конечную удельную приемистость этого нарушения. Выполняют вышеописанные операции напротив каждого интервала нарушения, после чего поднимают пакер в интервал нахождения «головы» дополнительной безмуфтовой обсадной колонны малого диаметра. Приводят в действие двухпозиционный клапан. Производят исследование обсадной колонны на герметичность свабированием. Спускают дополнительную безмуфтовую обсадную колонну и прокачивают цементный раствор с поднятием его до «головы» дополнительной обсадной колонны. Повышается эффективность, упрощается технология, снижается металлоемкость конструкции. 5 ил.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, а именно к восстановлению герметичности обсадных колонн. На устье скважины производят сборку инструмента в следующей последовательности снизу вверх: универсальное вырезающее устройство, снабженное раздвижными резцами, винтовой забойный двигатель - ВЗД, колонна насосно-компрессорных труб - НКТ. Инструмент спускают в скважину. На устье герметизируют пространство между колонной НКТ и обсадной колонной и фиксируют колонну НКТ. Производят обвязку верхнего конца колонны НКТ через тройник с двумя насосными агрегатами. Одновременно с их помощью производят закачку технологической жидкости в инструмент и поднимают давление жидкости до 3 МПа. Через каждые 2 мин повышают давление жидкости в инструменте на 1 МПа до достижения давления жидкости 12 МПа. Поддерживая давление, производят врезание в обсадную колонну в течение 15 мин. Подбирают нагрузку на вырезающее устройство, не превышающую 40 кН, и производят вырезание дефектного участка во всем интервале обсадной колонны. При достижении нижнего интервала вырезания приподнимают инструмент на 1,0 м со скоростью 0,1 м/с и, не снижая давления, производят промывку в объеме скважины. Спускают гидромониторную насадку и по периметру полученного выреза вымывают породу из дефектного участка. Спускают колонну заливочных труб и изолируют скважину от забоя до верхнего интервала дефектного участка. Снижается нагрузка на инструмент и сокращается продолжительность работ. 3 ил.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к соединениям профильных труб, расширяемых в процессе перекрытия ими зон осложнения бурения или нарушения герметичности обсадных колонн в скважинах. Техническим результатом данного изобретения является уменьшение жесткости поперечного сечения соединения и исключение перетока жидкости между стенками перекрывателя и скважины. Соединение профильных труб перекрывателей скважин содержит профильные трубы с цилиндрическими концами, которые снабжены муфтовой и ниппельной резьбой на взаимообращенных поверхностях. Также имеются средства герметизации соединения, выполненные в виде двух эластичных колец. Одно из колец установлено в расширенном кольцевом муфтовом конце со стороны внутреннего стыка резьбы между взаимообращенными цилиндрическими поверхностями резьбового и кольцевого участков. В ниппельном конце выполнено сужение под второе эластичное кольцо со стороны наружного стыка резьбы между взаимообращенными цилиндрическими поверхностями резьбового и кольцевого участков. При этом наружный стык выполнен в виде конусных плотно прилегающих взаимообращенных поверхностей труб. Выше и/или ниже резьбового соединения на цилиндрическом участке выполнено сужение в виде чередующихся кольцевых утолщений и впадин. На наружной поверхности сужения приварена эластичная манжета заподлицо с цилиндрическим участком. 2 ил.

Изобретение относится к области добычи нефти или отбора воды, в частности к установке внутренней ремонтной накладки в скважине или трубопроводе с целью обеспечения герметичности. Устройство включает расширитель, установленный внутри ремонтной накладки с возможностью последовательного перемещения вдоль оси от одного края насадки к другому, контрольный элемент, установленный непосредственно у задней части расширителя в направлении его перемещения. Часть элемента откалибрована таким образом, что элемент может свободно проходить внутрь накладки, когда она должным образом расширена, следуя за перемещением расширителя, и наоборот, не может войти внутри накладки, когда она неправильно или недостаточно расширена. 12 з.п. ф-лы, 4 ил.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, а именно к восстановлению герметичности обсадных колонн скважин. На устье скважины производят сборку инструмента в следующей последовательности снизу-вверх: универсальное вырезающее устройство УВУ, колонна утяжеленных бурильных труб, колонна бурильных труб, спускают инструмент в скважину так, чтобы резцы УВУ находились напротив верхнего интервала дефектного участка. Производят обвязку верхнего конца колонны бурильных труб с двумя насосными агрегатами, с устья скважины производят вращение инструмента со скоростью 70 об/мин и одновременно производят закачку технологической жидкости в колонну бурильных труб с помощью одного насосного агрегата при давлении жидкости 3,0 МПа, затем каждые 10 мин, не снижая скорости вращения инструмента, ступенчато увеличивают давление жидкости на 1 МПа до достижения давления 5,0 МПа. Запускают в работу второй насосный агрегат, не снижая скорости вращения, ступенчато увеличивают давление жидкости на 1 МПа до достижения давления 9,0 МПа, выводят два насосных агрегата на режим подачи технологической жидкости, при давлении 9,0 МПа производят вырезание дефектного участка. Не снижая параметров работы насосных агрегатов и ротора, подбирают нагрузку на УВУ, не превышающую 40 кН, производят вырезание во всем интервале дефектного участка. Производят промывку, останавливают насосные агрегаты и производят подъем инструмента на устье скважины. Спускают колонну заливочных труб и изолируют изолирующим составом скважину от забоя до верхнего интервала дефектного участка. Снижаются нагрузки на инструмент, сокращается продолжительность работ. 3 ил.

Изобретение относится к способам герметизации обсадных труб, применяемых в нефтяной и газовой промышленности. Технический результат - устранение негерметичности обсадных труб с различными повреждениями. Сущность изобретения заключается в том, что металлический лист - накладка прямоугольной формы, толщиной 2-3 мм и более, изготавливается из сплава с памятью, например нитинола, свертывается в рулон в криостате с температурой минус 80°С и ниже, помещается в эластичный трубчатый рукав длиной не менее высоты накладки и располагается в устройстве, в котором поддерживается температура ниже температуры возврата материала накладки к первоначальной форме, например с помощью сухого льда, затем устройство с накладкой опускают к месту негерметичности колонны, освобождают накладку от корпуса устройства, после чего она нагревается от жидкости в скважине, при этом начинает проявляться термоупругость и накладка стремится вернуться к своему первоначальному плоскому состоянию, чему мешают трубы обсадной колонны, и прижимается к их внутренней поверхности через эластичную прокладку, что обеспечивает хорошую герметичность по всему периметру этой поверхности. А устройство для герметизации обсадных труб включает корпус (1) цилиндрической формы с закрытым верхним торцом плоской накладкой, в центре которой выполнено отверстие и вварена в него короткая труба (4) с резьбой на свободном конце, для присоединения к колонне труб (5) перед спуском, а нижний торец корпуса закрывается круглым дном (13) с шариковыми замками (12) в их боковой поверхности для удержания дна в соединении с корпусом, и на внутренней поверхности дна установлен нижний узел крепления троса (10), другой конец которого закреплен на верхнем узле (6), расположенном у нижнего торца короткой трубы, причем длина троса (8) должна быть не менее двух высот накладки; внутренняя поверхность корпуса и дна покрыта слоем из теплоизоляционного материала (2), чтобы за время спуска накладка не успела нагреться; между внутренними объемами короткой трубы и корпуса имеется связь в виде отверстий для протекания по ним жидкости под давлением, а рулон из накладки помещается внутрь корпуса, который при этом переворачивается, свободные объемы в корпусе заполняются сухим льдом (16), после чего устанавливается дно и корпус переворачивается обратно. Изобретение позволяет надежно и на долгое время эксплуатации герметизировать обсадные трубы. 2 н.п. ф-лы, 3 ил.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, а именно к выправлению смятых и смещенных обсадных колонн в скважине и восстановлению их герметичности. При исследовании дефектного участка определяют диаметр d внутреннего сужения в интервале смещения дефектного участка обсадной колонны, в интервал смещения на технологической колонне труб спускают гидромониторную насадку и по всей длине и периметру интервала смещения направленным потоком технологической жидкости вымывают породу из скважины до тех пор, пока на устье скважины не перестанет выходить вымываемая порода. На устье скважины собирают снизу вверх следующую компоновку: перфорированный заглушенный снизу под конус хвостовик с верхним и нижним жесткими центраторами с переточными каналами и манжетой снаружи, разбуриваемый пакер. Пакер снизу жестко соединяют с хвостовиком, манжету на хвостовик устанавливают ниже нижнего центратора. Собранную компоновку на заливочной колонне труб спускают в интервал дефектного участка, центрируют смещенные части обсадной колонны так, чтобы верхний и нижний центраторы находились на расстоянии, не превышающем 1 м от интервала смещения обсадной колонны, сажают разбуриваемый пакер и производят тампонирование дефектного участка. Извлекают заливочную колонну труб, оставляют скважину на ожидание затвердевания микроцемента. На технологической колонне спускают винтовой забойный двигатель с фрезой, удаляют разбуриваемый пакер, затвердевший цемент, перфорированный хвостовик, верхний и нижний центраторы, манжету из дефектного участка и восстанавливают внутренний диаметр D обсадной колонны. Повышается эффективность ремонта, снижается металлоемкость. 4 ил.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, а именно к восстановлению крепления скважин при изоляции заколонных перетоков. Способ включает определение всей информации по дефектному участку обсадной колонны, его удаление. При наличии зумпфа не менее 5 м производят сборку инструмента: вырезающее устройство, снабженное выдвижными резцами, гидромониторная насадка, колонна утяжеленных бурильных труб, колонна бурильных труб. Спускают инструмент в скважину так, чтобы резцы находились напротив верхнего интервала дефектного участка, запускают в работу насосный агрегат и блок силового вертлюга. Производят закачку технологической жидкости при давлении 9,0 МПа. Блоком силового вертлюга производят вращение инструмента и врезание в верхний интервал дефектного участка. Не снижая параметров работы насосного агрегата и блока силового вертлюга, осевым перемещением инструмента вниз подбирают нагрузку на вырезающее устройство, производят вырезание колонны во всем интервале дефектного участка. При достижении нижнего интервала прекращают вращение инструмента, доспускают гидромониторную насадку до верхнего интервала дефектного участка, сбрасывают в колонну труб шар, создают избыточное давление в инструменте. Осевым перемещением инструмента с одновременным вращением направленным потоком жидкости по всему периметру вырезанного участка вымывают породу до тех пор, пока она не перестанет выходить на устье. Производят обратную промывку скважины, спускают колонну заливочных труб и изолируют скважину. Повышается эффективность ремонта скважин, сокращается продолжительность работ. 4 ил.

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при эксплуатации скважины. Устройство включает обсадную колонну, дополнительную эксплуатационную колонну и колонну насосно-компрессорных труб. Используют дополнительную эксплуатационную колонну, не доходящую до устья скважины. Колонну насосно-компрессорных труб выше дополнительной эксплуатационной колонны и вблизи от верха дополнительной эксплуатационной колонны снабжают неподвижно закрепленной наружной муфтой. В качестве муфты используют муфту с наружным диаметром больше внутреннего диаметра дополнительной эксплуатационной колонны и не больше наружного диаметра стандартного колонного шаблона для обсадной колонны и с соотношением наружного диаметра к высоте муфты в пределах от 0,70 до 0,83. Упрощается процесс ликвидации аварий, сокращается время ремонта. 2 ил., 2 табл.

Предложение относится к бурению скважин, в частности к устройствам для установки профильных перекрывателей при изоляции ими зон осложнений бурения. Устройство включает колонну труб для спуска, полые гидроцилиндры, кольцевые поршни с полыми штоками, установленными соосно в соответствующие гидроцилиндры с возможностью ограниченного осевого перемещения, и дорнирующую головку для установки перекрывателя. Гидроцилиндры сверху соединены с колонной труб. Полый шток снизу соединен с дорнирующей головкой. Каждый кольцевой поршень выполнен в виде втулки с кольцевым утолщением, сверху и снизу которого зафиксированы на втулке самоуплотняющиеся манжеты. Наружная поверхность утолщения выполнена в виде шарового пояса. Штоки поршней соединены между собой с возможностью ограниченного радиального и углового отклонения. Повышается надежность и ресурс работы. 3 ил.
Наверх