Устройство для извлечения двухстороннего клина-отклонителя из скважины



Устройство для извлечения двухстороннего клина-отклонителя из скважины
Устройство для извлечения двухстороннего клина-отклонителя из скважины
Устройство для извлечения двухстороннего клина-отклонителя из скважины
Устройство для извлечения двухстороннего клина-отклонителя из скважины

 


Владельцы патента RU 2534115:

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

Изобретение относится к области бурения и ремонта нефтяных и газовых скважин и может быть использовано при строительстве многозабойных скважин. Устройство включает основной ствол с ловильным крюком и верхним соединением для колонны труб. Соединение выполнено большего диаметра, чем диаметр дополнительных пробуренных стволов, и снабжено аналогичным основному дополнительным стволом с ловильным крюком, направленным навстречу ловильному крюку основного ствола. Основной и дополнительный стволы выполнены полыми, упругими и снабжены радиальными промывочными каналами, расположенными выше ловильных крюков и сонаправленными с ними. Выше соединений размещен поршень, охваченный снаружи подпружиненным вниз и закрепленным в верхнем положении цилиндром с возможностью его перемещения вниз и фиксации снаружи стволов. В нижней части поршня размещены технологические пластины с отверстиями, между которыми размещен упор, зафиксированный в нижнем положении и выполненный с возможностью ограниченного перемещения вверх без проворота при взаимодействии с верхним концом клина-отклонителя. Цилиндр снабжен кольцевой проточкой с фасками, взаимодействующей с шариками в отверстиях технологических пластин, изнутри поджатыми упором, в котором ниже отверстий выполнены выборки, совмещающиеся с отверстиями пластин при перемещении упора вверх для перемещения внутрь их шариков и освобождения цилиндра от фиксации. Повышается надежность, расширяются функциональные возможности, уменьшается аварийность. 4 ил.

 

Изобретение относится к области бурения и капитального ремонта нефтяных и газовых скважин и может быть использовано при строительстве многозабойных скважин (МЗС) и боковых стволов (БС) из ранее пробуренных и обсаженных скважин с сохранением для эксплуатации основного ствола скважины.

Известно устройство для извлечения уипстока (Использование съемного уипстока для бурения скважины с двумя горизонтальными стволами // Нефтегазовые технологии. - 1994. - №1-2. - С.12-15), включающее ловильный колокол и овершот.

Недостатками ловильного колокола являются:

- сложность получения надежного соединения колокола с уипстоком, т.к. уипсток изготавливается с максимально возможным наружным диаметром для прохождения в основной ствол скважины и гарантированного сохранения направления траектории дополнительного ствола скважины, а для надежного захвата уипстока внутренний конусный диаметр колокола в заходной части должен превышать диаметр уипстока, кроме того, плюс двойная толщина стенки увеличивает его наружный диаметр, и тогда колокол не пройдет в основной ствол скважины, в свою очередь уменьшение внутреннего диаметра колокола приведет к невозможности захода в него уипстока и его захвата. Уменьшение толщины стенки направляющей воронки колокола приведет к ее смятию или разрушению в процессе захвата и навинчивания на «голову» клина, т.к. при завинчивании конусной резьбы на конусный клин в теле колокола возникают большие радиальные разрывающие силы;

- сложность отсоединения колокола от уипстока в случае, если его не удается извлечь из скважины, возникновение аварий и, как следствие, большие материальные и временные затраты на их ликвидацию и увеличение стоимости скважины.

Недостатком овершота является небольшая грузоподъемность, т.к. его корпус выполнен из тонкостенной трубы с подвижными плашками внутри, поэтому он не может захватывать прижатые к стенке скважины предметы и надежно удерживать их в процессе подъема из скважины.

Наиболее близким по технической сущности решением является ловильный крюк (Использование съемного уипстока для бурения скважины с двумя горизонтальными стволами // Нефтегазовые технологии. - 1994. - №1-2. - С.12-15), включающий основной ствол с ловильным крюком и верхним соединением для колонны труб, бородка крючка которого входит с лицевой стороны клина уипстока в сквозную прорезь в его теле, осуществляя тем самым его захват и извлечение из скважины.

Недостатками ловильного крюка являются:

- необходимость очень точного ориентирования ловильного крюка относительно прорези в теле клина уипстока при помощи геофизических приборов, что требует вызова геофизической партии;

- вероятность неизвлечения уипстока из скважины, т.к. у ловильного крюка всего одна точка опоры, и при извлечении уипсток может перекоситься, что приведет к его заклиниванию и оставлению в скважине, особенно в скважинах со сложным профилем ствола;

- отсутствие устройства для создания усилия для принудительного ввода крюка в прорезь в теле клина уипстока;

- сложность отсоединения ловильного крюка от уипстока в случае, если он не извлекается из скважины;

- отсутствие устройства для промывки и очистки прорези в теле клина от уплотненного бурового шлама и затвердевшего цемента, что затрудняет заход ловильного крюка в прорезь в теле клина уипстока;

- низкая надежность устройства от поломки с одним крюком, по сравнению с устройством с несколькими крюками;

- невозможность извлечения из скважины двухстороннего клина-отклонителя;

- отсутствие устройства для фиксации клина-отклонителя с ловильным крюком, что может привести к самопроизвольному отсоединению клина-отклонителя при извлечении его из скважины, таким образом, велика вероятность возникновения аварийных ситуаций, которые приведут к большим незапланированным временным и материальным затратам и увеличению стоимости строительства многозабойных скважин.

Технической задачей предлагаемого изобретения является создание надежной конструкции устройства для извлечения двухстороннего клина-отклонителя из скважины, позволяющего исключить вызов геофизической партии для его ориентирования, производить очистку интервала прорезей в теле клина направленной струей жидкости и облегчить операцию захвата клина-отклонителя и удерживание его в процессе извлечения из скважины, максимально исключить случаи неизвлечения клина-отклонителя из скважины или его потери в процессе подъема на поверхность, произвести отсоединение устройства от клина-отклонителя, исключив необходимость производства аварийных работ по отцепу устройства при невозможности извлечения клина-отклонителя из скважины, что в совокупности приводит к значительному сокращению средств и сроков при строительстве многозабойных скважин.

Техническая задача решается устройством для извлечения двухстороннего клина-отклонителя из скважины, включающим основной ствол с ловильным крюком и верхним соединением для колонны труб.

Новым является то, что соединение выполнено большего диаметра, чем диаметр дополнительных пробуренных стволов, и снабжено аналогичным основному стволу дополнительным стволом с ловильным крюком, направленным навстречу ловильному крюку основного ствола, при этом стволы выполнены полыми, упругими и снабжены радиальными промывочными каналами, расположенными выше ловильных крюков и сонаправленными с ними, причем выше соединений размещен поршень, охваченный снаружи подпружиненным вниз и закрепленным в верхнем положении цилиндром, который выполнен с возможностью перемещения вниз и фиксации снаружи основного и дополнительного стволов после захвата ловильными крюками клина-отклонителя, при этом ниже поршня между основным и дополнительными стволами размещены технологические пластины с отверстиями, между которыми размещен упор, зафиксированный как минимум одним срезным элементом в нижнем положении и выполненный с возможностью ограниченного перемещения вверх без проворота при взаимодействии с верхним концом клина-отклонителя, а цилиндр для фиксации в верхнем положении снабжен кольцевой проточкой с фасками, взаимодействующей с шариками, вставленными в соответствующие отверстия технологических пластин и изнутри поджатыми упором, в котором ниже отверстий выполнены выборки, совмещающиеся с отверстиями пластин при перемещении упора вверх для перемещения внутрь их шариков и освобождения цилиндра от фиксации.

На фиг.1 показано устройство для извлечения клина-отклонителя, спущенное в скважину в интервал установки клина-отклонителя (продольный разрез).

На фиг.2 показано устройство для извлечения клина-отклонителя, спущенное в скважину в интервал установки клина-отклонителя, вид слева (продольный разрез А-А).

На фиг.3 показан выносной элемент В фиг.2 - исполнение стопорного механизма цилиндра в транспортном положении.

На фиг.4 показан разрез Б-Б фиг.2 - исполнение стопорного механизма цилиндра.

Устройство для извлечения двухстороннего клина-отклонителя из скважины (фиг.1) включает соединение 1 с колонной бурильных труб в виде муфты в верхней части (на фиг. не показана) и утолщением в нижней части в виде поршня 2 большего диаметра, чем диаметр дополнительных пробуренных стволов 3 и 3'. К поршню 2 присоединены основной 4 и дополнительный 5 стволы с ловильными крюками 6 и 6', направленными навстречу друг другу. При этом стволы выполнены полыми, упругими и снабжены радиальными промывочными каналами 7 и 7', сообщенными соответствующими продольными каналами 8 и 8' с соединением 1, расположенными выше ловильных крюков 6 и 6' и сонаправленными с ними. Поршень 2 размещен внутри цилиндра 9, который закреплен в верхнем положении шариками 10 (фиг.2) и поджат вниз пружиной 11, размещенной между цилиндром 9 и упором 12. Ниже поршня 2 между основным 4 (фиг.1) и дополнительным 5 стволами размещены технологические пластины 13 и 13' (фиг.2) с отверстиями 14, между которыми размещен упор 15, зафиксированный срезными элементами 16 в нижнем положении и выполненный с возможностью ограниченного перемещения вверх без проворота при взаимодействии с верхним концом клина-отклонителя 17 (фиг.1), а цилиндр 9 для фиксации в верхнем положении снабжен внутренней кольцевой проточкой 18 с фасками, взаимодействующей с шариками 10 (фиг.2), вставленными в соответствующие отверстия 14 технологических пластин 13 и 13'. Причем шарики 10 изнутри поджаты упором 15, в котором ниже отверстий 14 выполнены выборки 19 и 19', совмещающиеся с отверстиями 14 пластин 13 и 13' при перемещении упора 15 вверх для перемещения внутрь выборок 19 и 19' шариков 10 и освобождения цилиндра 9 от фиксации.

Устройство для извлечения двухстороннего клина-отклонителя из скважины работает следующим образом.

Устройство (фиг.1) на колонне бурильных труб (на фиг. не показаны) спускают в скважину 20 до посадки его на верхний конец 17 клина-отклонителя 21, а так как диаметр устройства больше диаметра дополнительных пробуренных стволов 3 и 3', оно не может опуститься в скважину глубже, чем нижний конец клина 21. По снижению веса колонны труб, которое контролируется по динамометру, установленному на устье скважины, и глубине спуска устройства, которое контролируется по длине колонны труб, определяют, что устройство не попало на верхний конец 17 клина-отклонителя 21. Колонну труб с устройством поднимают так, чтобы ловильные крюки 6 и 6' находились выше верхнего конца 17 клина-отклонителя 21 на 0,5-1,0 м, включают буровой насос, и промывочная жидкость через колонну труб, соединение 1, каналы 8 и 8' основного 4 и дополнительного 5 стволов, радиальные каналы 7 и 7' вытекает из форсунок 22. Под действием реактивной силы струй жидкости основной 4 и дополнительный 5 стволы отходят друг от друга, и устройство уже не может пройти в дополнительные пробуренные стволы 3 и 3', и оно либо войдет во взаимодействие с клином-отклонителем 21, либо упрется в его верхний конец 17. В случае если устройство уперлось в верхний конец 17 клина-отклонителя 21 и далее не идет вниз, по динамометру, установленному на устье скважины, фиксируют снижение веса колонны труб, а глубину спуска устройства определяют по длине колонны труб, при этом глубина спуска устройства уменьшается на длину клина-отклонителя 21. Устройство приподнимают вверх на 0,5-1,0 м, проворачивают ротором колонну труб вправо на 15-30° и вновь опускают, и так повторяют, пока ловильные крюки 6 и 6' не попадут в желоба 23 клина-отклонителя 21, устройство не достигнет заданной глубины и верхний конец 17 клина-отклонителя 21 не войдет во взаимодействие с упором 15. Заданная глубина спуска устройства определяется строго по мере колонны труб и будет находиться в среднем значении между двумя крайними замерами (±4-6 м). При этом произойдет разрушение срезных элементов 16 (фиг.2), и упор 15 переместится в верхнее положение. Выборки 19 и 19' упора 15 совместятся с отверстиями 14 технологических пластин 13 и 13', и шарики 10 под действием выталкивающей силы кольцевой проточки 18, возникающей под действием пружины 11 и вследствие того, что центр шариков 10 смещен в сторону упора 15, переместятся внутрь выборок 19 и 19' и освободят цилиндр 9 от фиксации.

Цилиндр 9 под действием пружины 11 сдвинется вниз, с большим усилием прижимая крюки 6 и 6' (фиг.1), которые выполнены в виде ответных деталей желобов 23 клина-отклонителя 21, что способствует точному ориентированию устройства по желобам 23 клина-отклонителя 21, а бородок 25 и 25' ловильных крюков 6 и 6' по прорезям 26 в теле клина 21. Включают буровой насос, при этом струи воды, вытекающие из форсунок 22, будут направлены в прорези 26 в теле клина 21. Они промывают и очищают прорези 26 в теле клина 21 от уплотненного бурового шлама, стружки и затвердевшего цемента, облегчая вхождение бородок 25 и 25' ловильных крюков 6 и 6' в прорези 26 в теле клина 21 и обеспечивая его надежный захват устройством. Через определенное время (длительность которого определена эмпирическим путем на поверхности в стендовых условиях) буровой насос останавливают, основной 4 и дополнительный 5 стволы под действием внутренних упругих сил плотно прижимаются к желобам 23 клина 21. Усилие поджатия основного 4 и дополнительного 5 стволов к желобам 23 клина 21 увеличивается за счет воздействия на их наружную поверхность сжимающей силы цилиндра 9, который после остановки бурового насоса под действием пружины 11 движется вниз, а так как угол между наружной поверхностью стволов 4 и 5 и внутренней поверхностью цилиндра 9 небольшой - 2,5-3°, то сжимающая сила по правилу параллелограмма увеличивается в несколько раз от силы пружины 11, которая толкает цилиндр 9 вниз. Основной 4 и дополнительный 5 стволы для увеличения упругости и прочности могут изготавливаться из различных материалов, например рессорной стали, и иметь различную форму поперечного сечения, например круглую, треугольную или эллипса, с продольными каналами 8 и 8' внутри. При подъеме колонны труб бородки 25 и 25' ловильных крюков 6 и 6' входят в прорези 26 в теле клина 21, стволы 4 и 5 сходятся, и цилиндр 9 опускается вниз до упора, жестко фиксируя их в транспортном положении. Продолжая подъем колонны труб, извлекают клин-отклонитель на поверхность.

Технологические пластины 13 и 13' (фиг.2) с отверстиями 14 могут изготавливаться совместно с поршнем 2 или отдельно и затем крепиться к нему различными способами, например винтами, электросваркой и т.п. Толщина технологических пластин выбирается исходя из диаметра шариков плюс 1-2 мм.

Упор 15 выполняется в виде подвижной детали, которая передвигается по штоку 27 вверх и вниз без возможности проворота по оси. Для этого шток 27 выполняется в виде четырех- или шестигранника или любой другой формы в поперечном сечении, предотвращающей проворот упора 15 по оси. Форма поперечного сечения упора 15 может быть самой различной, но иметь максимальную площадь в нижней части для гарантированного попадания на верхний конец 17 клина-отклонителя 21, когда устройство войдет во взаимодействие с клином-отклонителем 21 и ловильные крюки 6 и 6' попадут в желоба 23. Количество срезных элементов 16 должно быть не менее одного.

В случае невозможности извлечения клина-отклонителя 21 из скважины 20 по каким-либо причинам устройство опускают до посадки упора 15 на верхний конец 17 клина-отклонителя 21. Включают буровой насос. За счет перепада давления жидкости на форсунках 22 внутри устройства повышается давление жидкости, которое через отверстия 28 (фиг.2) воздействует на цилиндр 9, он сжимает пружину 11 и поднимается вверх, освобождая основной 4 (фиг.1) и дополнительный 5 стволы, которые под действием реактивной тяги струй жидкости, вытекающих из форсунок 22, отходят от желобов 23 клина 21, а бородки 25 и 25' ловильных крюков 6 и 6' выходят из прорезей 26 в теле клина 21. Колонну труб поднимают на 1,0-1,5 м выше верхнего конца 17 клина-отклонителя 21, выключают насос, основной 4 и дополнительный 5 стволы под действием упругих сил возвращаются в транспортное положение, цилиндр 9 опускается вниз, и далее продолжают подъем устройства на поверхность без каких-либо осложнений.

Предлагаемое устройство позволяет:

- повысить надежность оборудования, т.к. нагрузка по извлечению клина-отклонителя распределяется на два ствола и на два ловильных крюка с двумя и более бородками;

- расширить функциональные возможности устройства, при этом появляется возможность извлечения двухстороннего клина-отклонителя из скважины;

- легко отсоединиться от клина при невозможности его извлечения из скважины, и вследствие этого исключаются аварийные работы по отсоединению устройства от клина-отклонителя и извлечению его из скважины;

- облегчить операцию извлечения клина-отклонителя из скважины за счет того, что верхний его конец при подъеме из скважины оказывается внутри устройства и центрируется им по оси скважины, предотвращая тем самым его перекашивание и заклинивание в скважинах со сложным профилем ствола;

- произвести качественную очистку прорезей клина от бурового шлама, стружки и застывшего цемента, облегчая операцию захвата клина и повышая надежность извлечения его из скважины;

- вводить бородки ловильных крюков в прорези клина под действием упругих сил, возникающих в основном и дополнительном стволах устройства в процессе захвата клина-отклонителя и движения цилиндра вниз под действием пружины;

- предотвратить аварийные ситуации, связанные с самопроизвольным отсоединением клина-отклонителя в процессе его извлечения из скважины, исключив повторные ловильные работы по его извлечению из скважины;

- исключить вызов геофизической партии для его ориентирования.

В совокупности все это позволяет повысить надежность работы устройства, расширить его функциональные возможности, облегчить операцию извлечения клина-отклонителя из скважины и исключить различные аварийные ситуации, что в итоге позволит значительно сократить сроки и стоимость строительства многозабойных скважин с сохранением для эксплуатации основного ствола скважины.

Устройство для извлечения двухстороннего клина-отклонителя, включающее основной ствол с ловильным крюком и верхним соединением для колонны труб, отличающееся тем, что соединение выполнено большего диаметра, чем диаметр дополнительных пробуренных стволов скважины, и снабжено аналогичным основному стволу дополнительным стволом с ловильным крюком, направленным навстречу ловильному крюку основного ствола, при этом стволы выполнены полыми, упругими и снабжены радиальными промывочными каналами, расположенными выше ловильных крюков и сонаправленными с ними, причем выше соединений размещен поршень, охваченный снаружи подпружиненным вниз и закрепленным в верхнем положении цилиндром, который выполнен с возможностью перемещения вниз и фиксации снаружи основного и дополнительного стволов после захвата ловильными крюками клина-отклонителя, при этом ниже поршня, между основным и дополнительными стволами, размещены технологические пластины с отверстиями, между которыми размещен упор, зафиксированный как минимум одним срезным элементом в нижнем положении и выполненный с возможностью ограниченного перемещения вверх без проворота при взаимодействии с верхним концом клина-отклонителя, а цилиндр для фиксации в верхнем положении снабжен кольцевой проточкой с фасками, взаимодействующей с шариками, вставленными в соответствующие отверстия технологических пластин и изнутри поджатыми упором, в котором ниже отверстий выполнены выборки, совмещающиеся с отверстиями пластин при перемещении упора вверх для перемещения внутрь их шариков и освобождения цилиндра от фиксации.



 

Похожие патенты:

Изобретение относится к области бурения и капитального ремонта нефтяных и газовых скважин, а именно используется при строительстве многозабойных скважин и боковых стволов из ранее пробуренных и обсаженных скважин с сохранением для эксплуатации основного ствола скважины.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и может быть использовано при строительстве многозабойных скважин и бурении боковых стволов из обсаженных скважин.

Изобретение относится к нефтяной и газовой промышленности, в частности к капитальному ремонту скважин при проведении ловильных работ. .

Изобретение относится к ловильным устройствам, предназначенным для ликвидации аварий с бурильными трубами в скважинах большого диаметра. .

Изобретение относится к технике нефтегазодобычи и может быть использовано для спуска, установки и извлечения скважинных приборов и устройств с забоя скважин, из посадочных седел, ниппелей или карманов мандрелей, а также при проведении аварийных работ по подъему различных предметов из скважины.

Изобретение относится к газодобывающей и нефтедобывающей промышленности и может быть использовано при ремонте эксплуатационных скважин в случае обрыва труб. .

Изобретение относится к технике нефтегазодобычи и может быть применено для спуска и извлечения скважинных предметов (клапанов, приборов и т.д.) из посадочных ниппелей или карманов мандрелей, а также для захвата проволоки (каната), головки штанги и подъема аварийных узлов из колонны насосно-компрессорных труб.

Изобретение относится к области горного строительства, в частности к способам извлечения из скважин оборудования с помощью ловильных устройств. .

Изобретение относится к горному делу, м.б, использовано в нефтяной пром-сти для извлечения насосных штанг (Ш) и позволяет расширить технол. .

Ловитель // 1420135
Изобретение относится к аварийному инструменту и позволяет повысить надежность захвата извлекаемых предметов (ИП). .

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, а именно к извлечению прихваченной колонны гибких труб из аварийной скважины, находящейся под давлением. Способ включает захват прихваченной колонны спайдерными плашками блока превенторов, ее герметизацию и срез срезными плашками, извлечение отрезанной части из скважины, пропуск через инжектор гибкой трубы меньшего диаметра с обратным клапаном и переводником до уровня выше срезных плашек блока превенторов, раскрепление наземного оборудования колтюбинговой установки выше превентора от устья ремонтируемой скважины, отсоединение и подвешивание его с помощью грузоподъемного механизма, вытягивание гибкой трубы из инжектора, монтаж на устье шлюзовой камеры, спуск в нее срезной сборки из трубореза, забойного двигателя и гидравлического якоря, присоединение срезной сборки к переводнику гибкой трубы и спуск ее со срезной сборкой в скважину, закрепление с помощью якоря . Далее осуществляют резку прихваченной колонны при циркуляции промывочной жидкости, подъем гибкой трубы со срезной сборкой до превентора, раскрепление наземного оборудования колтюбинговой установки выше превентора с трубными плашками от устья скважины, отсоединение и подвешивание его, извлечение из шлюзовой камеры срезной сборки, удаление отрезанной части ранее прихваченной колонны гибких труб из скважины. Затем осуществляют спуск в шлюзовую камеру ловильной сборки из ловителя, гидравлического домкрата, забойного двигателя и гидравлического якоря, монтаж на шлюзовой камере отсоединенной части наземного оборудования колтюбинговой установки, спуск гибкой трубы меньшего диаметра с ловильной сборкой в скважину до глубины на 1-2 м выше головы отрезанной части прихваченной колонны гибких труб, ввод ловильной сборки во внутреннюю полость прихваченной колонны, вращение ловителя для захвата и крепления его с прихваченной колонной труб с помощью забойного двигателя, закрепление ловильной сборки во внутренней полости эксплуатационной колонны с помощью гидравлического якоря большего диаметра, вытягивание прихваченной колонны гибких труб с помощью домкрата и извлечение из скважины. Повышается эффективность извлечения колонны гибких труб. 3 ил.
Наверх