Способ цементирования хвостовика в скважине и устройство для его осуществления

Группа изобретений относится к нефтегазодобывающей промышленности, а именно к способам и устройствам для цементирования хвостовика в открытом и обсаженном стволе скважины. Технический результат - повышение эффективности способа и надежности работы устройства за счет возможности спуска и цементирования хвостовика в скважине с вращением для более качественного замещения цементного раствора в затрубном пространстве и гарантированного отсоединения колонны труб от хвостовика независимо от его длины и в любом интервале скважины с любой сложностью и направлением ствола. По способу присоединяют хвостовик с нижним башмаком, отцепным устройством через установочную муфту к нижнему концу транспортировочной колонны труб. Установочную муфту соединяют с хвостовиком с возможностью синхронного вращения за счет взаимодействия наружных выступов муфты с пазами, выполненными на торце хвостовика. Осуществляют спуск в скважину хвостовика на заданную глубину. Закачивают в транспортировочную колонну труб расчетный объем тампонажного раствора. Осуществляют пуск с устья скважины вслед за последней порцией цементного раствора пробки и продавливают ее продавочной жидкостью до фиксации ее в седле сердечника блока конических манжет. Создают избыточное давление, срезают винты и перемещают пробку в компоновке с блоком конических манжет вниз до стоп-кольца, в котором посадочный конус кольца плотно садится в седло стоп-кольца. Тампонажный раствор из полости хвостовика полностью поступает в заколонное пространство. Обратный клапан предотвращает вход раствора в полость хвостовика из заколонного пространства. Повышают давление до расчетного для разрушения диафрагмы с открытием отверстий, через которые промывочной жидкостью отмывают излишки раствора созданием прямой циркуляции. Отсоединяют от корпуса установочную муфту с транспортировочной колонной труб, которые поднимают на поверхность. 2 н.п. ф-лы, 2 ил.

 

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, а именно к способам и устройствам для цементирования хвостовика в открытом и обсаженном стволе скважины.

Известно устройство для цементирования хвостовика в скважине (патент RU №2448234, МПК E21B 17/06, 43/10, опубл. Бюл. №11 от 20.04.2012), включающее хвостовик, колонну насосно-компрессорных труб (НКТ), разъединитель, соединяющий между собой верхнюю часть хвостовика и нижнюю часть колонны НКТ, выполненный в виде стыковочного узла, состоящего из воронки, размещенной на верхнем конце хвостовика, и внутреннего освобождающегося ловителя с фиксаторами, установленного на нижнем конце колонны НКТ, при этом разъединение стыковочного узла происходит путем сбрасывания с устья скважины внутрь колонны НКТ шара и создания гидравлического давления в колонне 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, ниппель с заливочными трубами снизу, имеющий возможность герметичного взаимодействия с воронкой стыковочного узла. Во внутреннем освобождающемся ловителе герметично размещена подвижная втулка, зафиксированная в исходном положении срезным винтом, седло для посадки шара выполнено в нижней части подвижной втулки, а выше и ниже седла для посадки шара выполнены соответственно верхний и нижний ряды радиальных отверстий, герметично разобщенных в исходном положении и имеющих возможность сообщения между собой после перемещения подвижной втулки вниз и взаимодействия с ограничителем хода подвижной втулки посредством кольцевого расширения, выполненного на внутренней поверхности в нижней части ловителя, при этом фиксатор стыковочного узла выполнен в виде цанги, размещенной на наружной поверхности ловителя, и фиксирующих шариков, вставленных в сквозные отверстия, выполненные в ловителе, причем в исходном положении выступы цанги изнутри поджаты к кольцевому пазу, выполненному на внутренней поверхности воронки, цилиндрической выборкой, выполненной на наружной поверхности ловителя, при этом фиксирующие шарики снаружи поджаты внутренней кольцевой проточкой цанги, а изнутри подвижной втулкой, имеющей возможность в рабочем положении ограниченного осевого перемещения вниз с последующим выпадением фиксирующих шариков в цилиндрическую проточку, выполненную на наружной поверхности подвижной втулки, и осевого перемещения вниз ловителя относительно цанги с возможностью выхода выступов цанги из взаимодействия с наружной цилиндрической выборкой ловителя и освобождением цанги от заневоливания, причем ниппель ввернут в нижний конец ловителя.

Данным устройством осуществляют способ цементирования хвостовика в скважине, включающий спуск хвостовика на колонне НКТ в скважину с доливом в него технологической жидкости, спуск заливочных труб расчетной длины, оснащенных сверху ниппелем и центратором, стыковку ниппеля заливочных труб с ловителем и герметичного соединения с воронкой стыковочного узла. В таком виде производят спуск хвостовика до забоя и с устья скважины сбрасывают шар, который садится в седло и под действием гидравлического давления перемещает вниз подвижную втулку. При этом происходит разъединение нижней части устройства от верхней, что контролируется частичным подъемом компоновки, далее вновь разгружают компоновку до герметичного соединения ниппеля с воронкой и через заливочные трубы закачивают расчетное количество цементного раствора, продавливают его жидкостью в межколонное пространство, поднимают колонну НКТ на расчетное расстояние и производят промывку. После этого все извлекаемые детали поднимают на устье, а скважину переводят на ожидание затвердевания цемента (ОЗЦ).

Недостатками способа и устройства являются:

- сложность конструкции устройства, которая содержит много деталей, взаимодействующих между собой, и нетехнологичность его изготовления, кроме этого оно металлоемко, а его сборка требует много времени;

- невозможность вращения хвостовика в процессе его спуска в заданный интервал скважины и в процессе цементирования, что затрудняет его прохождение в зоне искривления ствола скважины и шламовых подушек, а также не дает качественного замещения тампонажного раствора в затрубном пространстве;

- нет возможности установить и зацементировать хвостовик в любом интервале скважины, так как для срабатывания разъединительного устройства необходимо спустить хвостовик до забоя и разгрузить компоновку.

Наиболее близким к предлагаемому является устройство для цементирования хвостовика в скважине (патент ПМ RU №134574, МПК E21B 33/13, E21B 33/14, опубл. Бюл. №32 от 20.11.2013), содержащее установочную муфту для присоединения устройства к транспортировочной колонне труб, корпус, хвостовик, клапанный узел в виде подпружиненного обратного клапана и башмак. В стенке установочной муфты выполнены радиальные отверстия, в которых установлены разрушаемые под гидравлическим давлением диафрагмы, при этом она присоединена к корпусу на левой резьбе, внутри корпуса на срезаемых винтах установлена подвесная цементировочная пробка в виде блока эластичных конических манжет с сердечником с центральным проходным каналом и посадочным седлом в верхней части под сбрасываемую с устья скважины цементировочную пробку и посадочным конусом, выполненным на нижнем упорном кольце блока конических манжет для посадки в седло стоп-кольца, установленного в стыке между нижним торцом хвостовика и верхним торцом переходника клапанного узла, в соединяющей их муфте.

Данным устройством осуществляют способ цементирования хвостовика в скважине, включающий присоединение хвостовика на левой резьбе установочной муфты к нижнему концу транспортировочной колонны труб, спуск в скважину на заданную глубину, закачку после порции буферной жидкости в транспортировочную колонну труб расчетного объема тампонажного раствора, пуск с устья скважины вслед за последней порцией цементного раствора цементировочной пробки и продавливание ее продавочной жидкостью до фиксации ее в посадочном седле сердечника блока конических манжет, создание избыточного давления, под действием которого срезаются винты и цементировочная пробка в компоновке с блоком конических манжет под действием повышенного давления перемещается вниз до стоп-кольца, в котором посадочный конус кольца плотно садится в седло стоп-кольца, при этом тампонажный раствор из полости хвостовика полностью поступает в заколонное пространство, а обратный клапан предотвращает вход раствора в полость хвостовика из заколонного пространства, повышение давления до расчетного для разрушения диафрагмы с открытием отверстий, через которые промывочной жидкостью отмывают излишки раствора созданием прямой циркуляции, отсоединение вращением от корпуса установочной муфты с транспортировочной колонной труб, которые поднимают их на поверхность.

Недостатками способа и устройства являются:

- невозможность вращения хвостовика в процессе его спуска в заданный интервал скважины и в процессе цементирования, что затрудняет его прохождение в зоне искривления ствола скважины и шламовых подушек, а также не дает качественного замещения тампонажного раствора в затрубном пространстве;

- отсоединение транспортировочной колонны от хвостовика осуществляется посредством левой резьбы, что делает проблематичным или даже невозможным отсоединение при малой длине хвостовика.

Техническими задачами предлагаемого способа являются создание надежной конструкции, позволяющей производить спуск и цементирование хвостовика в скважине с вращением для более качественного замещения цементного раствора в затрубном пространстве и гарантированного отсоединения колонны труб от хвостовика, независимо от его длины и в любом интервале скважины с любой сложностью и направлением ствола.

Поставленная задача решается способом цементирования хвостовика в скважине, включающим присоединение хвостовика с нижним башмаком отцепным устройством через установочную муфту к нижнему концу транспортировочной колонны труб, спуск в скважину хвостовика на заданную глубину, закачку в транспортировочную колонну труб расчетного объема тампонажного раствора, пуск с устья скважины вслед за последней порцией цементного раствора пробки и продавку ее продавочной жидкостью до фиксации ее в седле сердечника блока конических манжет, создание избыточного давления, под действием которого срезаются винты, и пробка в компоновке с блоком конических манжет под действием повышенного давления перемещается вниз до стоп-кольца, в котором посадочный конус кольца плотно садится в седло стоп-кольца, при этом тампонажный раствор из полости хвостовика полностью поступает в заколонное пространство, а обратный клапан предотвращает вход раствора в полость хвостовика из заколонного пространства, повышение давления до расчетного для разрушения диафрагмы с открытием отверстий, через которые промывочной жидкостью отмывают излишки раствора созданием прямой циркуляции, отсоединение от корпуса установочной муфты с транспортировочной колонной труб, которые поднимают их на поверхность.

Новым является то, что установочную муфту соединяют с хвостовиком с возможностью синхронного вращения за счет взаимодействия наружных выступов муфты с пазами, выполненными на торце хвостовика, а соединение муфты и хвостовика осуществляют за счет шариков, вставленных в радиальные отверстия муфты и взаимодействующих снаружи с внутренней выборкой хвостовика, а изнутри подпертых седлом под бросовый шар с наружной цилиндрической проточкой, причем седло фиксируют срезными элементами относительно муфты, при этом в качестве пробки используют технологический шар с плотностью, близкой к плотности тампонажного раствора, и диаметром меньше внутреннего диаметра седла, а обратный клапан изготавливают в виде втулки с верхним глухим осевым каналом, в котором устанавливают стоп-кольцо, и сообщенные с ним ниже стоп-кольца радиальные каналы, сообщающие пространство над и под втулкой, причем втулку фиксируют в башмаке срезными винтами, после разрушения которых при фиксации блока конических манжет с пробкой в стоп-кольце втулка ограниченно перемещается вниз, герметично перекрывает полость башмака и фиксируется замковым механизмом в нижнем положении, а отсоединение производят пуском бросового шара с устья скважины до взаимодействия с седлом, разрушением срезных элементов при избыточном давлении и ограниченном перемещении седла вниз до стыковки цилиндрической проточки седла с радиальными отверстиями, при этом шарики смещаются внутрь в цилиндрическую выборку, выходя из взаимодействия с внутренней выборкой хвостовика, освобождая муфту от хвостовика.

Поставленная техническая задача решается устройством для цементирования хвостовика в скважине, содержащим установочную муфту для присоединения устройства к транспортировочной колонне труб, корпус, хвостовик, башмак с клапанным узлом, отверстие с разрушаемой под гидравлическим давлением диафрагмой, при этом муфта присоединена к корпусу отцепным устройством, внутри корпуса на срезаемых винтах установлена подвесная цементировочная пробка в виде блока эластичных конических манжет с сердечником с центральным проходным каналом и посадочным седлом под сбрасываемую с устья скважины пробку и посадочным конусом, выполненным на нижнем упорном кольце блока конических манжет для посадки в седло стоп-кольца.

Новым является то, что отверстие с диафрагмой выполнено в корпусе ниже муфты, ниже которого в корпусе выполнено кольцевое сужение в зоне фиксации срезными винтами подвесной пробки, причем диаметр сужения на 2-6 мм меньше внутреннего диаметра хвостовика, сбрасываемая пробка выполнена в виде технологического шара с плотностью, близкой к плотности тампонажного раствора, при этом на верхнем торце корпуса хвостовика выполнены пазы под наружные выступы, выполненные на поверхности муфты, а отцепной механизм выполнен в виде шариков, вставленных в радиальные отверстия муфты и взаимодействующих снаружи с внутренней выборкой корпуса хвостовика, а изнутри подпертых седлом под бросовый шар, причем минимальный внутренний диаметр седла больше диаметра технологического шара, и седло снабжено выше радиальных отверстий наружной цилиндрической проточкой, зафиксировано срезными элементами в верхнем положении и выполнено с возможностью ограниченного перемещения вниз после разрушения срезных элементов до взаимодействия шариков с проточкой и выхода шариков из взаимодействия с кольцевой выборкой корпуса, при этом клапанный узел выполнен в виде втулки с верхним глухим осевым каналом, в котором размещено стоп-кольцо, и сообщенными с осевым каналом ниже стоп-кольца радиальными каналами, сообщающими пространство башмака над и под втулкой, причем втулка зафиксирована в башмаке срезными винтами в верхнем положении и выполнена с возможностью ограниченного перемещения вниз после разрушения срезных винтов с герметичным перекрытием полости башмака и фиксации замковым механизмом в нижнем положении, причем замковый механизм выполнен в виде пружинного кольца, вставленного в кольцевую выборку снаружи втулки и выполненного с возможностью взаимодействия с внутренней кольцевой выборкой внутри башмака в нижнем положении втулки.

На фиг. 1 изображено устройство в собранном виде перед спуском в скважину.

На фиг. 2 изображены элементы конструкции устройства, остающиеся в скважине после проведения всех операций по цементированию и отсоединению транспортирующих труб.

Устройство для цементирования хвостовика в скважине состоит из установочной муфты 1 (фиг. 1) для присоединения устройства к транспортировочной колонне труб (на фиг. не показана), корпуса 2, хвостовика 3, башмака 4 с клапанным узлом, отверстия 5 с разрушаемой под гидравлическим давлением диафрагмой 6, при этом муфта 1 присоединена к корпусу 2 отцепным устройством 7, внутри корпуса 2 на срезаемых винтах 8 установлена подвесная цементировочная пробка 9 в виде блока эластичных конических манжет с сердечником 10 с центральным проходным каналом 11 и посадочным седлом 12 под сбрасываемый с устья скважины технологический шар 13 и посадочным конусом 14, выполненным на нижнем упорном конце блока конических манжет для посадки в седло стоп-кольца 26, причем отверстие 5 с диафрагмой 6 выполнено в корпусе 2 ниже муфты 1, ниже которых в корпусе 2 выполнено кольцевое сужение 15 в зоне фиксации срезными винтами 8 подвесной пробки 9, причем диаметр сужения на 2-6 мм меньше внутреннего диаметра хвостовика 3, а сбрасываемый технологический шар 13 выполнен с плотностью, близкой к плотности тампонажного раствора. При этом на верхнем торце корпуса 2 хвостовика 3 выполнены пазы 16 под наружные выступы 17, выполненные на поверхности муфты 1, а механизм отцепного устройства 7 выполнен в виде шариков 18, вставленных в радиальные отверстия 19 муфты 1 и взаимодействующих снаружи с внутренней выборкой корпуса 2, а изнутри подпертых седлом 20 под бросовый шар 21, причем минимальный внутренний диаметр седла 20 больше диаметра технологического шара 13, и седло 20 снабжено выше радиальных отверстий наружной цилиндрической проточкой 22, зафиксировано срезными элементами 23 в верхнем положении и выполнено с возможностью ограниченного перемещения вниз после разрушения срезных элементов 23 до взаимодействия шариков 18 с проточкой 22 и выхода шариков из взаимодействия с кольцевой выборкой корпуса 19. Клапанный узел башмака 4 выполнен в виде втулки 24 с верхним глухим осевым каналом 25, в котором размещено стоп-кольцо 26, с сообщенными с осевым каналом 25 ниже стоп-кольца 26 радиальными каналами 27, сообщающими пространство башмака над и под втулкой, причем втулка 24 зафиксирована в башмаке срезными винтами 28 в верхнем положении и выполнена с возможностью ограниченного перемещения вниз после разрушения срезных винтов 28 с герметичным перекрытием полости башмака и фиксации замковым механизмом в нижнем положении, причем замковый механизм выполнен в виде пружинного кольца 29, вставленного в кольцевую выборку 30 снаружи втулки 24 и выполненного с возможностью взаимодействия с внутренней кольцевой выборкой 31 внутри башмака 4 в нижнем положении втулки 24.

Способ цементирования хвостовика в скважине осуществляется следующим образом.

Хвостовик 3 с башмаком 4 и отцепным устройством 7 через установочную муфту 1 (фиг. 1) присоединяют к нижнему концу транспортировочной колонны труб (на фиг. не показана) и спускают в скважину на заданную глубину. Установочная муфта 1 соединена с хвостовиком 3 с возможностью синхронного вращения за счет взаимодействия наружных выступов 17 муфты 1 с пазами 16, выполненными на торце корпуса 2 хвостовика 3. Вращать хвостовик 3 можно как во время спуска в скважину для преодоления сопротивления шламовых подушек независимо от длины, сложности и направления ствола, так и во время операции цементирования - для лучшего замещения цементным раствором затрубного пространства.

Далее производят закачку расчетного объема тампонажного раствора и с последней порцией отправляют технологический шар 13, который выполнен с плотностью, близкой к плотности тампонажного раствора, чтобы он не всплывал и не опережал движение тампонажного раствора. По достижении технологическим шаром 13 подвесной пробки 9, установленной в кольцевом сужении 15 корпуса 2 ниже установочной муфты 1 и зафиксированной при помощи срезных винтов 8, он попадает в центральный проходной канал 11 и садится в посадочное седло 12 сердечника 10. Затем при дальнейшем увеличении гидравлического давления происходит срез винтов 8 и подвесная пробка 9 вместе с технологическим шаром 13 начинает двигаться вниз. При этом тампонажный раствор начинает вытесняться в затрубное пространство, проходя через осевой канал 25, радиальные каналы 27. По достижении подвесной пробки 9 втулки 24 она посадочным конусом 14 садится в стоп-кольцо 26 и фиксируется в нем. Осевой канал 25 при этом перекрывается и при дальнейшем увеличении гидравлического давления происходит разрушение срезных винтов 28, а втулка 24 перемещается вниз до упора, перекрывая проходной канал башмака 4. Пружинное кольцо 29, вставленное в кольцевую выборку 30, при перемещении втулки 24 сжимается и фиксируется во внутренней кольцевой выборке 31 внутри башмака 4 в нижнем положении втулки 24. В таком положении втулка 24 герметично перекрывает внутреннее пространство хвостовика 3 от затрубного. Таким образом, получаем сигнал о завершении процесса цементирования.

Далее продолжают увеличивать гидравлическое давление внутри хвостовика 3 до расчетного, при котором происходит разрушение диафрагмы 6, установленной в отверстии 5 корпуса 2, и промывают для удаления остатков тампонажного раствора.

Затем в транспортировочную колонну вставляют бросовый шар 21 и начинают прокачивать промывочную жидкость. По достижении бросовым шаром 21 седла 20 происходит разрушение срезных элементов 23. Седло 20 при этом перемещается на расчетное расстояние и срабатывает механизм отцепного устройства 7. Шарики 18, вставленные в радиальные отверстия 19 муфты 1, взаимодействующие снаружи с внутренней выборкой корпуса 2, а изнутри подпертые седлом 20, при этом освобождаются и попадают в наружную цилиндрическую проточку 22. Затем выключают насос и начинают подъем транспортировочной колонны. Установочная муфта 1 с седлом 20 и шаром 21 извлекается на устье, а скважину оставляют на ОЗЦ. По окончании времени ОЗЦ проводится операция перфорирования хвостовика 3.

Предлагаемый способ позволяет производить спуск и цементирование хвостовика в скважине с вращением для более качественного замещения цементного раствора в затрубном пространстве и гарантированного отсоединения колонны труб от хвостовика независимо от его длины и в любом интервале скважины с любой сложностью и направлением ствола.

1. Способ цементирования хвостовика в скважине, включающий присоединение хвостовика с нижним башмаком, отцепным устройством через установочную муфту к нижнему концу транспортировочной колонны труб, спуск в скважину хвостовика на заданную глубину, закачку в транспортировочную колонну труб расчетного объема тампонажного раствора, пуск с устья скважины вслед за последней порцией цементного раствора пробки и продавку ее продавочной жидкостью до фиксации ее в седле сердечника блока конических манжет, создание избыточного давления, под действием которого срезают винты, и пробку в компоновке с блоком конических манжет под действием повышенного давления перемещают вниз до стоп-кольца, в котором посадочный конус кольца плотно садится в седло стоп-кольца, при этом тампонажный раствор из полости хвостовика полностью поступает в заколонное пространство, а обратный клапан предотвращает вход раствора в полость хвостовика из заколонного пространства, повышают давления до расчетного для разрушения диафрагмы с открытием отверстий, через которые промывочной жидкостью отмывают излишки раствора созданием прямой циркуляции, отсоединяют от корпуса установочную муфту с транспортировочной колонной труб, которые поднимают на поверхность, отличающийся тем, что установочную муфту соединяют с хвостовиком с возможностью синхронного вращения за счет взаимодействия наружных выступов муфты с пазами, выполненными на торце хвостовика, а соединение муфты и хвостовика осуществляют за счет шариков, вставленных в радиальные отверстия муфты, взаимодействующих снаружи с внутренней выборкой хвостовика, а изнутри подпертых седлом под бросовый шар с наружной цилиндрической проточкой, причем седло фиксируют срезными элементами относительно муфты, при этом в качестве пробки используют технологический шар с плотностью, близкой к плотности тампонажного раствора, и диаметром меньше внутреннего диаметра седла, а обратный клапан изготавливают в виде втулки с верхним глухим осевым каналом, в котором устанавливают стоп-кольцо, и сообщенными с ним ниже стоп-кольца радиальными каналами, сообщающими пространство над и под втулкой, причем втулку фиксируют в башмаке срезными винтами, после разрушения которых при фиксации блока конических манжет с пробкой в стоп-кольце втулку ограниченно перемещают вниз, герметично перекрывают полость башмака и фиксируют замковым механизмом в нижнем положении, а отсоединение производят пуском бросового шара с устья скважины до взаимодействия с седлом, разрушением срезных элементов при избыточном давлении и ограниченном перемещении седла вниз до стыковки цилиндрической проточки седла с радиальными отверстиями, при этом шарики смещаются внутрь в цилиндрическую выборку, выходя из взаимодействия с внутренней выборкой хвостовика, освобождая муфту от хвостовика.

2. Устройство для цементирования хвостовика в скважине, содержащее установочную муфту для присоединения устройства к транспортировочной колонне труб, корпус, хвостовик, башмак с клапанным узлом, отверстие с разрушаемой под гидравлическим давлением диафрагмой, при этом муфта присоединена к корпусу отцепным устройством, внутри корпуса на срезаемых винтах установлена подвесная цементировочная пробка в виде блока эластичных конических манжет с сердечником с центральным проходным каналом и посадочным седлом под сбрасываемую с устья скважины пробку и посадочным конусом, выполненным на нижнем упорном кольце блока конических манжет для посадки в седло стоп-кольца, отличающееся тем, что отверстие с диафрагмой выполнено в корпусе ниже муфты, ниже которого в корпусе выполнено кольцевое сужение в зоне фиксации срезными винтами подвесной пробки, причем диаметр сужения на 2-6 мм меньше внутреннего диаметра хвостовика, сбрасываемая пробка выполнена в виде технологического шара с плотностью, близкой к плотности тампонажного раствора, при этом на верхнем торце корпуса хвостовика выполнены пазы под наружные выступы, выполненные на поверхности муфты, а отцепной механизм выполнен в виде шариков, вставленных в радиальные отверстия муфты и взаимодействующих снаружи с внутренней выборкой корпуса хвостовика, а изнутри подпертых седлом под бросовый шар, причем минимальный внутренний диаметр седла больше диаметра технологического шара, и седло снабжено выше радиальных отверстий наружной цилиндрической проточкой, зафиксировано срезными элементами в верхнем положении и выполнено с возможностью ограниченного перемещения вниз после разрушения срезных элементов до взаимодействия шариков с проточкой и выхода шариков из взаимодействия с кольцевой выборкой корпуса, при этом клапанный узел выполнен в виде втулки с верхним глухим осевым каналом, в котором размещено стоп-кольцо, и сообщенными с осевым каналом ниже стоп-кольца радиальными каналами, сообщающими пространство башмака над и под втулкой, причем втулка зафиксирована в башмаке срезными винтами в верхнем положении и выполнена с возможностью ограниченного перемещения вниз после разрушения срезных винтов с герметичным перекрытием полости башмака и фиксации замковым механизмом в нижнем положении, причем замковый механизм выполнен в виде пружинного кольца, вставленного в кольцевую выборку снаружи втулки и выполненного с возможностью взаимодействия с внутренней кольцевой выборкой внутри башмака в нижнем положении втулки.



 

Похожие патенты:

Изобретение относится к области строительства нефтяных и газовых скважин и, в частности, к устройствам для разобщения пластов с применением пакеров. Технический результат - повышение надежности работы устройства.

Изобретение относится к бурению нефтяных и газовых скважин и может быть использовано при цементировании эксплуатационных обсадных колонн. Технический результат - снижение трудозатрат и повышение технологичности процесса регулирования отбора пластового флюида после цементирования обсадной колонны.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и предназначено для ступенчатого цементирования обсадных колонн в скважинах. Технический результат - возможность освобождения канала устройства без разбуривания.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и может быть использовано для оснащения скважин потайными обсадными колоннами при нарушении эксплуатационных колонн.

Изобретение относится к области цементирования обсадных колонн (ОК) нефтяных и газовых скважин и промыслово-геофизических методов контроля качества. Техническим результатом является повышение качества цементирования горизонтальных скважинза счет своевременного обнаружения мест «защемления» смеси промывочной жидкости и тампонажного раствора за ОК с замедленной консолидацией.

Изобретение относится к нефтегазовой отрасли и конкретно к заканчиванию скважин на месторождениях и подземных хранилищах газа. Технический результат - повышение эффективности заканчивания скважины за счет обеспечения герметичности кольцевого пространства и сохранения естественной проницаемости призабойной зоны продуктивного пласта.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к технологии цементирования колонн обсадных труб большого диаметра через бурильную трубу в нефтяных и газовых скважинах.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть использовано при цементировании обсадных колонн в нефтяных и газовых скважинах при многоступенчатом цементировании.

Изобретение относится к области крепления нефтяных и газовых скважин. Техническим результатом является повышение надежности перекрытия обсадной колонны после завершения циркуляции тампонажного раствора одновременно цементировочной пробкой и обратным клапаном и фиксацией запорных элементов от вращения для оперативного разбуривания оснастки после цементирования.

Изобретение относится к области строительства и эксплуатации нефтяных и газовых скважин, в частности к устройствам для цементирования обсадных колонн. Технический результат - повышение качества цементирования обсадных колонн за счет обеспечения возможности закачки и продавки цемента в затрубное пространство при одновременном вращении обсадной колонны и ее расхаживании.

Изобретение относится к области цементирования обсадных колонн в скважине и, в частности, к цементированию кондуктора. Технический результат - уменьшение временных затрат и повышение качества цементирования за счет увеличения скорости восходящего потока в заколонном пространстве. По способу осуществляют промывку скважины. Закачивают в скважину буферную жидкость. Приготавливают и закачивают тампонажный раствор. Для этого до устья скважины тампонажный раствор подводят по двум выходным трубопроводам, объединяя поток у устья посредством тройника в один трубопровод подачи. Каждый выходной трубопровод подсоединяют к соответствующему цементирующему агрегату, обеспечивающему подачу раствора с заданной скоростью. При этом тройник выполняют с возможностью преобразования потоков двух выходных трубопроводов, по существу ламинарных, в турбулентный поток в трубопроводе подачи. Для этого диаметр трубопровода подачи приблизительно в 1,4 раза превышает диаметр выходных трубопроводов. Угол между патрубками выходных трубопроводов тройника, расположенных в разных плоскостях, выполняют меньшим угла между патрубками выходных трубопроводов и трубопровода подачи. После закачки тампонажного раствора в обсадную колонну осуществляют его продавку в заколонное пространство. 4 з.п. ф-лы, 1 ил.
Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при спуске и цементировании эксплуатационной колонны скважины. Технический результат - повышение качества цементирования скважины. По способу выполняют закачку в колонну тампонажного цемента. Вводят в колонну нижнюю пробку. Проводят продавку тампонажного цемента порциями бурового раствора, воды и снова бурового раствора с установкой тампонажного цемента в затрубном пространстве выше муфты ступенчатого цементирования, а порции воды в колонне в интервале цементировочной муфты ступенчатого цементирования. Ожидают затвердение цемента первой ступени. При этом осуществляют циркуляцию бурового раствора в циклическом режиме по колонне через цементировочную муфту ступенчатого цементирования с выходом на устье через затрубное пространство до полного удаления тампонажного цемента в интервале цементировочной муфты ступенчатого цементирования. Выполняют цементирование второй ступени. Для этого осуществляют прокачку по колонне порции буферного раствора и расчетного объема тампонажного цемента. Размещают верхнюю пробку и продавливают ее технической водой. Повышают давления в колонне выше рабочего при закачке до закрытия отверстий цементировочной муфты ступенчатого цементирования. Ожидают затвердение цемента. При освоении скважины разбуривают верхнюю пробку. Особенностью способа является то, что при спуске колонны проводят промывки буровым раствором вязкостью не более 30 с в течение 1,5 циклов, начиная с глубины 400 м через каждые 300 м и при завершении спуска. При цементировании перед продавкой тампонажного цемента закачивают в колонну вязкую буферную жидкость. В качестве тампонажного цемента используют тампонажную смесь малой плотности и тампонажную смесь большей плотности. Продавку порций бурового раствора проводят до получения давления «стоп». Снижают давление в колонне до атмосферного давления. Убеждаются в герметичности обратного клапана. Повторно создают избыточное давление для открытия циркуляционных окон муфты ступенчатого цементирования и вымывания излишков цемента. Проводят технологическую выдержку на ожидание затвердения цемента с промывкой скважины каждые 2 часа буровым раствором. При цементировании второй ступени закачивают в колонну последовательно вязкую буферную жидкость, тампонажную смесь плотностью от 1,65 до 1,9 г/см3, содержащую алюмосиликатные полые микросферы, тампонажную смесь малой плотности. Освобождают запирающую пробку муфты ступенчатого цементирования и производят продавку технической воды до получения давления «стоп». После вывода тампонажного раствора на устье в процессе продавки в течение 2 часов ожидания затвердения цемента оборудуют устье скважины с посадкой колонны на хомут и заполняют затрубное пространство цементным раствором до устья скважины. 1 пр.

Изобретение относится к горному делу и может быть применено для цементирования обсадной колонны. Клапан состоит из корпуса с осевым каналом, седла, подпружиненного запорного органа, связанного со штоком, втулки, связанной с корпусом. При этом втулка снабжена рядом продольных направляющих на внутренней поверхности, связана с корпусом через верхний и нижний ограничители с образованием кольцевой камеры, заполненной цементом. Причем седло выполнено в верхнем ограничителе. Через нижний ограничитель, снабженный перфорационными отверстиями, пропущен шток с подпружиненной пятой и дополнительной втулкой, поджимаемой к нижнему ограничителю. Запорный орган выполнен из эластичного материала, а дополнительная втулка выполнена из растворимого в пластовых условиях материала, например твердого ПАВ. Технический результат заключается в повышении надежности работы клапана. 2 ил.

Изобретение относится к обратным клапанам и может быть применено в обсадных трубах при цементировании. Обратный клапан состоит из корпуса, седла под шаровой затвор в осевом канале, гильзы с уплотнительным кольцом и шаром в осевом канале, ограничителя с отверстиями, перекрытыми подпружиненной кольцевой перегородкой. В осевом канале корпуса размещен стакан с продольными ребрами на внутренней поверхности. Шаровой затвор выполнен в виде полусферы из эластичного материала, охватывающей сердечник, снабженный патрубком, пропущенным через ограничитель и кольцевую перегородку в осевом канале. В осевом канале патрубка выполнен ограничительный выступ и внутренняя канавка с размещенным в ней стопорным кольцом. Над местом расположения ограничительного выступа размещена гильза, связанная с патрубком срезным элементом. В осевом канале гильзы установлено седло с шаром, над которым в теле гильзы выполнены перепускные отверстия, гидравлически соединяющие ее осевой канал с осевым каналом корпуса над седлом шарового затвора в исходном положении. Технический результат заключается в повышении эффективности обратного клапана для обсадных колонн. 3 ил.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, а именно к цементированию обсадной колонны в стволе скважины с обратной циркуляцией цементного раствора. Технический результат – повышение эффективности способа за счет уменьшения временных и материальных затрат, связанных с цементированием скважины. По способу устанавливают в ствол скважины кондуктор. Присоединяют к кондуктору последовательно манометр, расходомер и поворотный кран. Полностью открывают поворотный кран. Подают тампонажный раствор в пространство между кондуктором и стволом скважины. Объем подаваемого раствора задают равным предварительно вычисленному объему пространства между стволом скважины и кондуктором. Отслеживают расход воздуха в верхней части кондуктора с помощью расходомера. При превышении объема воздуха, вытесненного тампонажным раствором, объема пространства между стволом скважины и кондуктором закрывают поворотный кран наполовину. Отслеживают давление в верхней части кондуктора с помощью манометра. При превышении давления на манометре предварительно заданной величины полностью закрывают поворотный кран. 1 з.п. ф-лы, 2 ил.

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может быть использовано при ступенчатом цементировании скважины. Технический результат - обеспечение свободного прохода внутри обсадной колонны после завершения цементации скважины. По способу перед цементированием первой ступени на обсадную колонну устанавливают на расстоянии, по меньшей мере, одной трубы две муфты ступенчатого цементирования, снабженные втулками в виде заслонок. Эти заслонки выполняют с возможностью открывания и закрывания радиальных отверстий в зависимости от изменения давления внутри обсадной колонны. На нижней муфте закрепляют гибкое эластичное ограждение в виде рукава, сообщающего внутреннюю полость обсадной колонны с заколонной кольцевой полостью. За нижней муфтой ступенчатого цементирования располагают пакерующее устройство. При цементировании первой ступени для продавливания тампонажного раствора в объем технической жидкости закачивают порцию вязкоупругого разделителя с расчетом последующего его размещения в интервале от выше верхней до ниже нижней муфты ступенчатого цементирования. После посадки пробки в башмак производят запакеровывание кольцевого пространства. Открывают радиальные отверстия верхней муфты ступенчатого цементирования. При цементировании второй ступени используют порционный объем технической жидкости с вязкоупругим разделителем и размещенными внутри объема запорными шариками. После того как повышением давления откроют радиальные отверстия нижней муфты и вытеснят зону смешения в кольцевую полость заколонного пространства, запорными шариками закрывают радиальные отверстия нижней муфты ступенчатого цементирования. Последующим повышением давления вызывают срабатывание нижней муфты ступенчатого цементирования на закрытие радиальных отверстий. 1 з.п. ф-лы, 1 пр., 10 ил.

Группа изобретений относится к обработке окружающей скважину среды для интенсификации притока. Технический результат – повышение эффективности обработки. По способу осуществляют цементирование обсадной колонны в стволе скважины. Обсадная колонна ствола скважины содержит клапан, расположенный ниже устройства дросселирования текучей среды. Устройство дросселирования текучей среды содержит трубный элемент с седлом, расположенным в канале трубного элемента, и пробку для установки на седло. Осуществляют открытие клапана для установления гидравлического сообщения обсадной колонны ствола скважины с окружающей скважину средой. Устанавливают пробку на седло для дросселирования гидравлического сообщения между обсадной колонной ствола скважины и окружающей скважину средой. Выполняют опрессовку обсадной колонны ствола скважины. Без дополнительного геотехнического мероприятия в стволе скважины удаляют часть пробки, чем обеспечивают увеличение гидравлического сообщения между обсадной колонной ствола скважины и окружающей скважину средой. Выполняют обработку для интенсификации притока в окружающей скважину среде. 3 н. и 12 з.п. ф-лы, 6 ил.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности для использования при строительстве скважин и спуске колонн с фильтром в стволы скважин ниже башмака эксплуатационных колонн и при ремонте скважин со спуском потайных колонн с фильтром во вторые стволы скважин. На несущей колонне спускают в необходимый интервал ствола скважины и эксплуатационной колонны потайную колонну, пакеры, фильтр, под которым устанавливают герметизатор для герметизации трубного пространства, расположенный над башмаком потайной колонны, устройство для цементирования, совмещенное с пакерным узлом, расположенным в открытом стволе скважины, и управляющую муфту. На внешней поверхности потайной колонны устанавливают разъединитель, соединяя нижнюю муфту разъединителя с держателем потайной колонны, а верхнюю муфту с несущими трубами, держатель, причем располагают его в верхней части потайной колонны, а пакер устанавливают под держателем. На верхней муфте разъединителя устанавливают подвесную пробку для обеспечения герметичности при проведении промывки во время спуска и цементирования потайной колонны между верхней муфтой и нижней муфтой разъединителя устанавливают уплотнитель, а под ним установлен в гнезде шар для обеспечения расхаживания и проворота спускаемой колонны в процессе спуска в горизонтальном участке скважины. Повышается надежность и обеспечивается регулируемость рабочего процесса крепления скважины потайной колонной с фильтром. 9 ил.

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при строительстве нефтяных скважин с горизонтальным окончанием в залежи битума. Способ удаления заглушек из перфорированных отверстий хвостовика при заканчивании горизонтальной скважины в залежи битума включает бурение, обсаживание и крепление вертикальной части ствола скважины до продуктивного горизонта, бурение горизонтального ствола скважины в продуктивном горизонте, размещение в горизонтальном стволе хвостовика, перфорированного отверстиями с вставленными в них заглушками. Заглушки в перфорированных отверстиях хвостовика выполнены пустотелыми дюралевыми. Хвостовик сверху оснащают проходным пакером, спускают в горизонтальную часть ствола до забоя и сажают пакер в обсаженной части ствола скважины. На устье горизонтальной скважины нижний конец колонны гибких труб - ГТ снизу вверх оснащают долотом, скважинным осциллятором, гидравлическим забойным двигателем - ГЗД, после чего спускают колонну ГТ в скважину со скоростью 8 м/мин до вхождения долота в хвостовик. Во время разбуривания создают циркуляцию технологической жидкости под давлением, не превышающим давление на продуктивный горизонт через ГЗД, и удаляют заглушки по всей длине фильтра хвостовика. В процессе удаления заглушек контролируют вес инструмента, чтобы скорость спуска колонны ГТ не превышала нагрузку на ГЗД более 200 кг, и не допускают заклинивания ГЗД. В процессе углубления через каждые 10 м производят расхаживание колонны ГТ. При возникновении затяжек при нагрузке в процессе расхаживания, равной 8 т, углубление не производят. При достижении долотом забоя поднимают колонну ГТ с ГЗД и долотом вращением из скважины. Предлагаемый способ удаления заглушек из перфорированных отверстий хвостовика при заканчивании горизонтальной скважины в залежи битума позволяет повысить надежность и эффективность удаления заглушек, сократить продолжительность технологической операции. 1 ил.

Изобретение относится к строительству глубоких нефтяных и газовых скважин и, в частности, к способам вскрытия высоконапорных продуктивных пластов и крепления интервалов вскрытия обсадной колонной. Технический результат – повышение эффективности строительства скважин и обеспечение безаварийной добычи нефти и газа. По способу осуществляют бурение и крепление ствола скважины обсадной колонной до кровли высоконапорного пласта, вскрытие бурением высоконапорных пластов с использованием мер противофонтанного выброса. После вскрытия высоконапорных пластов производят подбуривание зумпфа. Осуществляют закачку в призабойную зону пласта буферной жидкости на основе охлажденного рассола. Используют охлажденный частично раскристаллизованный рассол из амбара, полученный ранее при бурении по высоконапорному пласту. Закачивают цементный раствор на основе магнезиально-фосфатного тампонажного раствора в заданном объеме. Его закачивают в зону проявления под давлением, обеспечивающим 5% запас над давлением высоконапорного пласта. После закачки скважину оставляют на этом противодавлении. При необходимости операцию повторяют. После снижения интенсивности проявления до значений 5-10 м3/час продолжают бурение на переливе с этим дебитом с одновременной закачкой получаемого объема притока рассола в заранее сформированную зону поглощения. При достижении забоем проектных отметок кровли продуктивного целевого пласта с нефтяным или газовым насыщением осуществляют спуск дополнительной обсадной колонны с прочностными характеристиками на смятие, превышающими пластовое давление в интервале проявления крепких рассолов. Производят цементирование упомянутой колонны тяжелым цементным раствором и магнезиально-фосфатным тампонажным раствором из расчета превышения гидростатического давления цементного раствора над давлением в проявляющем пласте. Опрессовку обсадной колонны производят не ранее, чем через 3 суток после цементирования. Далее продолжают бурение по целевому нефтяному или газовому пласту. 1 пр., 3 ил.

Группа изобретений относится к нефтегазодобывающей промышленности, а именно к способам и устройствам для цементирования хвостовика в открытом и обсаженном стволе скважины. Технический результат - повышение эффективности способа и надежности работы устройства за счет возможности спуска и цементирования хвостовика в скважине с вращением для более качественного замещения цементного раствора в затрубном пространстве и гарантированного отсоединения колонны труб от хвостовика независимо от его длины и в любом интервале скважины с любой сложностью и направлением ствола. По способу присоединяют хвостовик с нижним башмаком, отцепным устройством через установочную муфту к нижнему концу транспортировочной колонны труб. Установочную муфту соединяют с хвостовиком с возможностью синхронного вращения за счет взаимодействия наружных выступов муфты с пазами, выполненными на торце хвостовика. Осуществляют спуск в скважину хвостовика на заданную глубину. Закачивают в транспортировочную колонну труб расчетный объем тампонажного раствора. Осуществляют пуск с устья скважины вслед за последней порцией цементного раствора пробки и продавливают ее продавочной жидкостью до фиксации ее в седле сердечника блока конических манжет. Создают избыточное давление, срезают винты и перемещают пробку в компоновке с блоком конических манжет вниз до стоп-кольца, в котором посадочный конус кольца плотно садится в седло стоп-кольца. Тампонажный раствор из полости хвостовика полностью поступает в заколонное пространство. Обратный клапан предотвращает вход раствора в полость хвостовика из заколонного пространства. Повышают давление до расчетного для разрушения диафрагмы с открытием отверстий, через которые промывочной жидкостью отмывают излишки раствора созданием прямой циркуляции. Отсоединяют от корпуса установочную муфту с транспортировочной колонной труб, которые поднимают на поверхность. 2 н.п. ф-лы, 2 ил.

Наверх