Устройство для цементирования хвостовика в скважине



Устройство для цементирования хвостовика в скважине
Устройство для цементирования хвостовика в скважине

 


Владельцы патента RU 2431732:

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

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, а именно к устройству, предназначенному для цементирования хвостовика в скважине. Состоит из хвостовика с воронкой вверху и опрессовочным седлом внизу, а также колонны труб с ниппелем, выполненным с возможностью герметичного взаимодействия с воронкой хвостовика. Разъединитель соединяет между собой верхнюю часть хвостовика и нижнюю часть колонны труб и выполнен в виде полого корпуса с кольцевым сужением, в котором выполнены радиальные окна, и полой втулкой, вставленной в кольцевое сужение с возможностью ограниченного упором герметичного перемещения вниз и зафиксированной срезным элементом. Полая втулка с конусной сужающейся вверх наружной поверхностью, в нижней части содержит радиальные каналы, выполненные с возможностью выхода из кольцевого сужения полого корпуса при перемещении вниз полой втулки, внизу которой изготовлено седло под бросовый шар. В радиальных окнах полого корпуса размещены фиксаторы, входящие снаружи в кольцевую проточку воронки, -транспортное положение, а изнутри - взаимодействующие с возможностью скольжения с конусной поверхностью полой втулки. Фиксаторы выполнены с возможностью перемещения внутрь под действием конусной поверхности полой втулки, перемещаемой вниз, с выходом из взаимодействия с кольцевой проточкой воронки - рабочее положение. Обладает простой конструкцией и сокращает количество спуско-подъемных операций, что позволяет снизить материальные затраты и общее время проведения работ. 2 ил.

 

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, конкретно к строительству и ремонту скважин, в том числе и наклонно направленных.

Известно «Устройство для цементирования хвостовика в скважине» (патент РФ №2289677, МПК 8 Е21В 33/14, опубл. в бюл. 35 от 20.12.2006 г.), включающее хвостовик со спущенной в него колонной насосно-компрессорных труб (НКТ) ограниченной длины, разъединитель в виде переводника, соединенный верхней частью с подъемными трубами, а нижней - с НКТ ограниченной длины, снабженный наружной левой резьбой для соединения через муфту с верхним концом хвостовика, и башмак с проходным каналом и муфтой, при этом оно снабжено пакерующим узлом, состоящим из корпуса, жестко установленной в нем верхней упорной втулкой, цилиндрической эластичной манжетой с кольцевыми внутренними канавками, опирающейся снизу в подвижную внутреннюю втулку, между торцом которой и ниже расположенной подвижной наружной втулкой установлено пружинное стопорное кольцо с насечками, а на корпусе выполнены насечки противоположного направления; подвижная наружная втулка снабжена срезными винтами, расположенными в продольных пазах корпуса и соединенными другими концами меньшего диаметра с направляющей втулкой, установленной внутри корпуса и соединенной с ним срезными элементами; корпус пакерующего узла нижней частью соединен с заливочной муфтой, снабженной радиальными каналами, которая, в свою очередь, соединена с перфорированным участком хвостовика, а последний - с башмаком; колонна НКТ ограниченной длины через ступенчатый переводник соединена с ниппелем, представляющим собой патрубок с радиальными каналами в средней части, перекрытыми в исходном состоянии седлом, патрубок снабжен уплотнительными элементами выше и ниже радиальных каналов, поджатыми гайками; ниппель в нижней части соединен с наконечником; в муфте, соединяющей башмак с перфорированным участком хвостовика, установлена опорная втулка с центральным проходным каналом, через который пропущен наконечник, снабженная срезными винтами, которые на участке меньшего диаметра соединены с нижней поджимной гайкой ниппеля.

Недостатками данной конструкции являются:

- во-первых, сложность конструкции, обусловленная большим количеством узлов и деталей;

- во-вторых, трудоемкость изготовления и сборки;

- в-третьих, сложность технологического процесса ее применения.

Известно «Устройство для цементирования хвостовика в скважине» (патент на полезную модель №44348, МПК 8 Е21В 33/14, опубл. Бюл. №7 от 10.03.2005 г.), включающее хвостовик со спущенной в него колонной насосно-компрессорных труб (НКТ) ограниченной длины и разъединитель в виде переводника, соединенной верхней частью с подъемными трубами, клапанный узел, соединенный с нижней частью хвостовика и состоящий из верхнего и нижнего корпусов, связанных между собой срезными элементами, в которых установлены друг над другом два подпружиненных обратных клапана, причем нижний корпус установлен внутри верхнего с возможностью ограниченного продольного перемещения и снабжен радиальными каналами, сообщающими внутреннее пространство устройства с зоной скважины; разъединитель снабжен наружной левой резьбой для соединения с верхним концом хвостовика, а нижней частью разъединитель соединен с колонной НКТ, которая несколько короче хвостовика, при этом клапанный узел снизу соединен с башмаком, снабженным фильтром.

Недостатками данного устройства являются:

- во-первых, неконтролируемый процесс отворота левого переводника после проведения заливки хвостовика цементным раствором, кроме того, иногда практически невозможно произвести отворот левого переводника из-за большого набора кривизны зенитного угла скважины;

- во-вторых, поскольку из-за кривизны скважины невозможно произвести отворот левого переводника с колонной НКТ, то для гарантированного отворота требуется завоз бурильных труб, рабочей трубы квадратного сечения («квадрат»), устьевого гидравлического ротора, что ведет к увеличению времени ремонта скважины и, как следствие, дополнительным материальным и финансовым затратам.

Наиболее близким по технической сущности является «Устройство для цементирования хвостовика в скважине» (патент на полезную модель №72715, МПК 8 Е21В 17/06, опубл. в бюл. №16 от 27.04.2008 г.), включающее хвостовик, колонну насосно-компрессорных труб (НКТ), разъединитель, соединяющий между собой верхнюю часть хвостовика и нижнюю часть колонны НКТ, клапанный узел, соединенный с нижней частью хвостовика и состоящий из верхнего и нижнего корпусов, в которых установлены друг над другом два подпружиненных обратных клапана, при этом клапанный узел снизу соединен с башмаком и снабжен фильтром, при этом разъединитель выполнен в виде стыковочного узла, состоящего из верхней воронки с прорезями и внутреннего освобождающегося ловителя, установленного на конце колонны НКТ, причем фиксаторы внутреннего освобождающегося ловителя размещены в прорезях воронки, при этом разъединение стыковочного узла происходит путем сбрасывания с устья скважины внутрь колонны НКТ шара и создания гидравлического давления в колонне НКТ с последующим ее извлечением вместе с внутренним освобождающимся ловителем, при этом перед закачкой цементного раствора в хвостовик спускается колонна заливочных труб, оснащенная ниппелем, имеющим возможность герметичного взаимодействия с воронкой стыковочного узла, причем выше клапанного узла хвостовик оснащен опрессовочным узлом, состоящим из опрессовочного седла и извлекаемой опрессовочной пробки.

Недостатками данной конструкции являются:

- во-первых, сложный и трудоемкий технологический процесс цементирования хвостовика, связанный с тем, что для его осуществления применяют внутренний освобождающийся ловитель, колонну НКТ, бросовый шар, воронки с прорезями;

- во-вторых, в процессе работ совершается две спуско-подъемные операции:

- первая, спуск на забой хвостовика с ловителем на колонне НКТ с последующим отсоединением ловителя от хвостовика и извлечением ловителя с колонной НКТ из скважины;

- вторая, спуск заливочных труб с ниппелем до взаимодействия с воронкой стыковочного узла хвостовика с последующим цементированием хвостовика, срезкой и извлечением из скважины ниппеля с заливочными трубами.

Задачей изобретения является упрощение технологии проведения цементирования хвостовика и сокращение спуско-подъемных операций, осуществляемых в процессе цементирования хвостовика.

Поставленная задача решается устройством для цементирования хвостовика в скважине, включающим хвостовик с воронкой вверху и опрессовочным седлом внизу, колонну труб с ниппелем, выполненным с возможностью герметичного взаимодействия с воронкой хвостовика, разъединитель, соединяющий между собой верхнюю часть хвостовика и нижнюю часть колонны труб, клапанный узел с подпружиненными клапанами, соединенный с нижней частью хвостовика сверху и фильтром с башмаком снизу.

Новым является то, что в воронке выполнена кольцевая проточка, а разъединитель выполнен в виде полого корпуса, расположенного на колонне труб выше ниппеля, с кольцевым сужением, в котором выполнены радиальные окна, и полой втулкой, вставленной в кольцевое сужение с возможностью ограниченного упором герметичного перемещения вниз и зафиксированной срезным элементом, при этом в полой втулке на наружной поверхности выполнена конусная сужающаяся вверх поверхность, ниже которой выполнены радиальные каналы, выполненные с возможностью выхода из кольцевого сужения корпуса при перемещении вниз полой втулки, внизу которой изготовлено седло под бросовый шар, причем в радиальных каналах корпуса размещены фиксаторы, входящие снаружи в кольцевую проточку воронки, - транспортное положение, а изнутри - взаимодействующие с возможностью скольжения с конусной поверхностью полой втулки, при этом фиксаторы выполнены с возможностью перемещения внутрь под действием конусной поверхности полой втулки, перемещаемой вниз, с выходом из взаимодействия с кольцевой проточкой воронки - рабочее положение.

На фиг.1 изображена верхняя часть устройства.

На фиг.2 изображена нижняя часть устройства.

Устройство для цементирования хвостовика в скважине состоит из хвостовика 1 (см. фиг.1) с воронкой 2 вверху и опрессовочным седлом 3 внизу, а также колонны труб 4, например колонны насосно-компрессорных труб (см. фиг.2) с ниппелем 5, выполненным с возможностью герметичного взаимодействия с воронкой 2 хвостовика 1 (см. фиг.1). Клапанный узел 6 (см. фиг.2) соединен с нижней частью хвостовика 1 и состоит из верхнего 7 и нижнего 8 корпусов, в которых установлены друг над другом два подпружиненных обратных клапана 9 и 10 соответственно, при этом клапанный узел 6 снизу соединен с башмаком 11, оснащенным фильтром 12, причем на нижний конец башмака 11 навернута алюминиевая заглушка 13. В воронке 2 выполнена кольцевая проточка 14.

Разъединитель 15 (см. фиг.1 и 2) соединяет между собой верхнюю часть хвостовика 1 и нижнюю часть колонны труб 4 и выполнен в виде полого корпуса 16, расположенного на колонне труб 4 выше ниппеля 5 с кольцевым сужением 17, в котором выполнены радиальные окна 18, и полой втулкой 19, вставленной в кольцевое сужение 17 с возможностью ограниченного упором 20 герметичного перемещения вниз и зафиксированной срезным элементом 21.

В полой втулке 19 на наружной поверхности выполнена конусная сужающаяся вверх поверхность 22, ниже которой выполнены радиальные каналы 23, выполненные с возможностью выхода из кольцевого сужения 17 полого корпуса 16 при перемещении вниз полой втулки 19, внизу которой изготовлено седло 24 под бросовый шар 25.

В радиальных окнах 18 полого корпуса 16 размещены фиксаторы 26, входящие снаружи в кольцевую проточку 14 воронки 2, - транспортное положение, а изнутри - взаимодействующие с возможностью скольжения с конусной поверхностью 22 полой втулки 19. Фиксаторы 26 выполнены с возможностью перемещения внутрь под действием конусной поверхности 22 полой втулки 19, перемещаемой вниз, с выходом из взаимодействия с кольцевой проточкой 14 воронки 2 - рабочее положение.

С целью исключения несанкционированных перетоков жидкости сопрягаемые поверхности снабжены уплотнительными кольцами 27, 28.

Устройство работает следующим образом.

Сначала устройство для цементирования хвостовика в скважине, как показано на фиг.1 и 2, монтируют в скважине. Для этого сначала доливают скважину технологической жидкостью, например сточной водой, после чего спускают в нее одну трубу хвостовика 1 (см. фиг.2), оснащенную снизу башмаком 11 с фильтром 12 и алюминиевой заглушкой 13, а также клапанным узлом 6 и опрессовочным седлом 3 и размещенной на нем извлекаемой опрессовочной пробки 29.

Закачкой технологической жидкости в межколонное пространство скважины (на фиг.1, 2, 3 не показано) производят опрессовку клапанного узла 6, то есть проверяют под давлением, ожидаемым на клапанный узел 6 после продавки цементного раствора в межколонное пространство скважины герметичность работы обратных клапанов 9 и 10, при этом пропуски не допускаются.

Убедившись в герметичности клапанного узла 6, производят спуск всех труб хвостовика 1 с воронкой 2 (см. фиг.1 и 2) в скважину с доливом в него технологической жидкости, после чего производят опрессовку труб хвостовика 1. Затем в хвостовик 1 с устья скважины спускают любой известный ловильный инструмент (например, ловитель на канате) и производят захват и извлечение извлекаемой опрессовочной пробки 29 из скважины.

Далее спускают в хвостовик 1 нижний конец колонны труб 4, который должен быть расчетной длины в зависимости от длины хвостовика 1, оборудован центратором (на фиг.1 и 2 не показано) и находится выше на 3-5 метров опрессовочного седла 3 хвостовика 1. После чего приступают к соединению колонны труб 4 с верхним концом хвостовика 1. Производят сборку верхней части устройства, как показано на фиг.1.

Далее спускают собранную компоновку (хвостовик 1 с колонной труб 4) до упора на забой скважин, что контролируют по индикатору веса (на фиг.1 и 2 не показано), размещенному на устье скважин. Затем производят разъединение колонны труб 4 от хвостовика 1.

С устья скважины в колонну труб 4 сбрасывают шар 25 (см. фиг.1), который садится на седло 25 и перекрывает центральное отверстие 30 полой втулки 19, после чего доливают колонну труб 4 технологической жидкостью, например сточной водой, и создают в ней с помощью насосного агрегата (например, ЦА-320), размещенного на устье скважины, гидравлическое давление (5-6 МПа), при этом сначала разрушаются срезные элементы 21, например, давление, при котором происходит их разрушение составляет, например, 3-4 МПа, а затем фиксаторы 26, занимающие транспортное положение и расположенные в радиальных каналах 18 полого корпуса 16 и входящие снаружи в кольцевую проточку 14 воронки 2, занимают рабочее положение, в котором фиксаторы 26 перемещаются радиально внутрь под действием конусной поверхности 22 полой втулки 19, перемещаемой вниз под действием гидравлического давления внутри полой втулки 19 и колонне труб 4.

В результате фиксаторы 26 выходят из взаимодействия с кольцевой проточкой 14 воронки 2, при этом радиальные каналы 23 полой втулки 19 оказываются ниже нижнего торца 31 полой втулки 19, за который фиксируются с помощью стопорного пружинного кольца 32.

Приподнимают колонну труб 4 вверх примерно на 1 метр, чтобы убедиться в разъединении колонны труб 4 от хвостовика 1, что контролируется по резкому снижению веса на индикаторе веса, поскольку хвостовик 1 отсоединен от колонны труб 4 и нижним торцом уперт на забой (на фиг.1 и 2 не показано), при этом нижний конец полого корпуса 16 должен герметично с помощью уплотнительных колец 28 взаимодействовать с внутренними стенками хвостовика 11.

Заполняют колонну труб 4 (см. фиг.1 и 2) технологической жидкостью и производят вызов циркуляции прямой промывкой по колонне труб 4, радиальным каналам 23 полой втулки 19, хвостовику 1, клапанному узлу 6, фильтру 12 через межколонное пространство скважины на устье. Затем в колонну труб 4 закачивают расчетное количество цементного раствора и продавливают его жидкостью продавки в межколонное пространство скважины (на фиг.1 и 2 не показано).

После закачки цементного раствора в межколонное пространство скважины колонну труб 4 с ниппелем 5 поднимают на 1-2 метра так, чтобы нижний конец ниппеля 5 находился выше верхнего торца воронки 2.

Далее прямой промывкой по колонне труб 4 производят вымывание излишков цементного раствора из внутренней полости хвостовика 1.

Затем полностью извлекают из скважины колонну труб 4 с разъединителем 15, выполненным в виде полого корпуса 16, соединенного снизу с ниппелем 5, после чего оставляют скважину на ожидание затвердевания цемента (ОЗЦ).

По окончании времени ОЗЦ опрессовочное седло 3, клапанный узел 6 и алюминиевая заглушка 13 разбуриваются.

Предлагаемое устройство для цементирования хвостовика в скважине обладает простой технологией проведения работ, что позволяет снизить материальные затраты на цементирование хвостовика в скважине, а сокращение спуско-подъемных операций, осуществляемых в процессе цементирования хвостовика, позволит сократить общее время проведения работ и сократить финансовые затраты на ремонт скважины.

Устройство для цементирования хвостовика в скважине, включающее хвостовик с воронкой вверху и опрессовочным седлом внизу, колонну труб с ниппелем, выполненным с возможностью герметичного взаимодействия с воронкой хвостовика, разъединитель, соединяющий между собой верхнюю часть хвостовика и нижнюю часть колонны труб, клапанный узел с подпружиненными клапанами, соединенный с нижней частью хвостовика сверху и фильтром с башмаком снизу, отличающееся тем, что в воронке выполнена кольцевая проточка, а разъединитель выполнен в виде полого корпуса, расположенного на колонне труб выше ниппеля, с кольцевым сужением, в котором выполнены радиальные окна, и полой втулкой, вставленной в кольцевое сужение с возможностью ограниченного упором герметичного перемещения вниз и зафиксированной срезным элементом, при этом в полой втулке на наружной поверхности выполнена конусная сужающаяся вверх поверхность, ниже которой выполнены радиальные каналы, выполненные с возможностью выхода из кольцевого сужения корпуса при перемещении вниз полой втулки, внизу которой изготовлено седло под бросовый шар, причем в радиальных каналах корпуса размещены фиксаторы, входящие снаружи в кольцевую проточку воронки - транспортное положение, а изнутри - взаимодействующие с возможностью скольжения с конусной поверхностью полой втулки, при этом фиксаторы выполнены с возможностью перемещения внутрь под действием конусной поверхности полой втулки, перемещаемой вниз, с выходом из взаимодействия с кольцевой проточкой воронки - рабочее положение.



 

Похожие патенты:

Изобретение относится к области нефтегазодобывающей промышленности и может быть использовано для разобщения ствола скважины при манжетном цементировании обсадной колонны.

Изобретение относится к нефтяной промышленности, в частности к строительству нефтяных и газовых скважин. .

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, а именно к устройствам для цементирования хвостовика в скважине, и может быть использовано при строительстве и ремонте скважин, в том числе и наклонно направленных.

Изобретение относится к области строительства нефтяных и газовых скважин, а именно к устройствам для крепления этих скважин хвостовиками обсадных колонн. .

Изобретение относится к области крепления нефтяных или газовых скважин, в частности к ступенчатому цементированию обсадных колонн. .

Изобретение относится к области строительства скважины и найдет применение при креплении нефтяной или газовой скважины, а также при ремонтных работах, связанных с цементированием.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к способу строительства нефтяных и газовых скважин, и может быть использовано для разобщения пластов при цементировании скважины.

Изобретение относится к области бурения скважин, а именно - к технологии и технике строительства скважин с боковыми стволами как во вновь бурящихся скважинах, так и в боковых наклонных и горизонтальных стволах, пробуренных через боковые «окна» эксплуатационных колонн основных стволов ранее эксплуатируемых скважин.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к устройствам, предназначенным для крепления скважин хвостовиками обсадных колонн. .

Изобретение относится к противоаварийному инструменту, а именно к разъединительным устройствам, предназначенным для отсоединения свободной части колонны труб от прихваченной в скважине.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, а именно к устройствам для цементирования хвостовика в скважине, и может быть использовано при строительстве и ремонте скважин, в том числе и наклонно направленных.

Изобретение относится к нефтяной и газовой промышленности и может быть использовано при проведении внутрискважинных работ в случаях, когда возникает необходимость разъединения одной части оборудования от другой.

Изобретение относится к области строительства и эксплуатации нефтяных и газовых скважин, а именно к устройствам, предназначенным для крепления скважин хвостовиками обсадных колонн.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, конкретно к строительству и ремонту скважин. .

Изобретение относится к области бурения и эксплуатации скважин, в частности к устройствам, предназначенным для отсоединения свободной части колонны труб от прихваченной в скважине.

Изобретение относится к области бурения и эксплуатации скважин, а именно к устройствам, предназначенным для отсоединения свободной части колонны труб от прихваченной в скважине.

Изобретение относится к области бурения и эксплуатации скважин, а именно к устройствам, предназначенным для отсоединения свободной части колонны труб от прихваченной в скважине.

Изобретение относится к области бурения и эксплуатации скважин, а именно к устройствам, предназначенным для отсоединения свободной части колонны труб от прихваченной в скважине.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей отрасли, в частности к соединительным устройствам для предохранения безмуфтовой длинномерной трубы колтюбинговых установок от воздействия максимально крутящего момента при работе с винтовыми забойными двигателями.

Изобретение относится к области бурения и эксплуатации скважин и может быть применено для отсоединения свободной части колонны труб от прихваченной в скважине
Наверх