Известны устройства дл освобождени обсадных труб в скважине. Общим недостатком этих устройств вл етс приложение усилий расха- , живани только к верху обсадной колонны и ограничение усилий расхаживани грузоподъемностью талевой системы.BACKGROUND OF THE INVENTION There are known devices for releasing casing in a well. A common disadvantage of these devices is the application of the expelling force, living only at the top of the casing string and limiting the pacing force of the hoisting system.
Предлагаемое устройство дл освобождени обсадных труб не имеет этого недостатка. Усилие дл расхаживани обсадных труб создаетс давлением под пакером, установленным в нижней части колонны и удерживаемым от перемещени собачками, вход щими в выточку муфты на конце извлекаемой колонны.The proposed casing release apparatus does not have this disadvantage. The force for the casing stroke is created by the pressure under the packer installed at the bottom of the column and kept from being moved by the pawls entering the coupling groove at the end of the recoverable column.
На чертеже показано устройство дл освобождени обсадных труб в скважине.The drawing shows a device for releasing casing in a well.
Устройство выполнено в виде пакера и состоит из следующих основных узлов и деталей: переводника / с ограничителем 2, замка 3, центральной трубки 4, уплотнительного элемента 5, опорного конуса 6, переводника 7, поршн -толкател 8, центратора 9, собачки 0, пружины //, направл ющей втулки 12 и направл ющей трубки 13. Детали 8, 9, 10 11, 12 и 13 образуют захватывающую часть устройства, котора предназначена дл захвата нижней части труб и сосредоточени усили в нижней части обсадной трубы колонны. На нижней части извлекаемой колонны устанавливаетс муфта 14. Такое устройство не исключает возможности расхаживани колонны на устье скважины талевой системой.The device is made in the form of a packer and consists of the following main components and parts: the sub / with the limiter 2, the lock 3, the central tube 4, the sealing element 5, the supporting cone 6, the sub 7, the piston-pusher 8, the centralizer 9, the pawl 0, the springs //, guide sleeves 12 and guide tube 13. Parts 8, 9, 10 11, 12 and 13 form the gripping part of the device, which is designed to grip the lower part of the pipes and concentrate the effort in the lower part of the casing string. A clutch 14 is installed at the bottom of the recoverable column. Such a device does not exclude the possibility of the casing system pacing the wellhead at the wellhead.
Устройство спускают в скважину на такую глубину, чтобы собачки 10 совнали с выточкой на муфте 14. В трубы нагнетают промывочную жидкость, под давлением которой по11шень-толкатель 8 перемещаетс вниз и воздействует на собачки. Собачки вход т в выточку муфты и под действием веса инструмента уплотн ют пакер. Под пакером создаетс давление, благодар которому возникает сила, действующа по оси скважины вверх.The device is lowered into the well to such a depth that the dogs 10 are combined with the undercut on the sleeve 14. A washing fluid is pressurized into the pipes, under pressure of which the pusher 8 moves downwards and acts on the dogs. The pawls enter the sleeve undercut and compact the packer under the weight of the tool. Under the packer, a pressure is created, due to which a force arises that acts upward along the axis of the well.