Устройство для спуска, крепления и цементирования хвостовика в боковом стволе скважины

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, а именно к области строительства нефтяных и газовых скважин, к устройствам для спуска, крепления и цементирования потайных колонн в боковых стволах многозабойных скважин, с одновременной эксплуатацией двух или более стволов. Технический результат - повышение надежности работы устройства и расширение области его применения. Устройство содержит узел разъединения подвески хвостовика от бурильных труб с помощью захвата с левой резьбой, соединенный с якорно-пакерным узлом. В нижней части этого узла установлен узел фиксации подвесной цементировочной пробки. При этом узел разъединения подвески хвостовика от бурильных труб снабжен посадочной втулкой с винтовой, в половину оборота, опорной торцевой поверхностью. Якорно-пакерный узел содержит две герметично соединенные между собой профильные экспандируемые трубы. Одна из них обрезинена и соединена с узлом фиксации подвесной цементировочной пробки. Упомянутый узел содержит плунжер. Он зафиксирован срезными элементами и перекрывает каналы сообщения между внутренней полостью подвеса и внутренним пространством профильных труб. К последнему узлу через колонну обсадных труб хвостовика и башмак крепится с помощью срезного винта направляющий узел. Он содержит полый клин со сквозным центральным отверстием, снабженный направляющей втулкой с винтовой, в половину оборота, опорной торцевой поверхностью. 4 ил.

 

Изобретение относится к нефтегаздобывающей промышленности, а именно к области строительства нефтяных и газовых скважин, к устройствам для спуска, крепления и цементирования потайных колонн в боковых стволах многозабойных скважин, с одновременной эксплуатацией двух или более стволов.

Известно устройство для подвески и герметизации потайной обсадной колонны [1], содержащее корпус с радиальными отверстиями, гидрокамеру с кольцевым поршнем-толкателем с установленными на нем жесткими фонарями-центраторами. Заякоривание и пакерование устройства производится путем создания внутритрубного избыточного давления, которое передается через радиальные отверстия в полость гидрокамеры и приводит к продольному перемещению кольцевого поршня. Последний, в свою очередь, толкает и сжимает уплотнительный элемент и через него подвижную конусную втулку, которая раскрывает якорные плашки и заякоривает устройство.

Недостатком этого устройства является сложность конструкции, в которой передача усилия на конусную втулку плашек якоря производится через пластичный уплотнительный элемент, который при сжатии может разрушиться, что приведет к отказу якорного и пакерного узлов, кроме того, недостаточный зазор между корпусом устройства и эксплуатационной колонной значительно ограничивает радиальные размеры устройства и делает сложным создание работоспособного устройства для разных типоразмеров хвостовика и эксплуатационной колонны.

Наиболее близким техническим решением, взятым за прототип, является устройство для спуска подвески и цементирования хвостовика в скважине [2], которое включает узел разъединения подвески хвостовика от бурильных труб, соединенный с якорно-пакерным узлом из профильной трубы, загерметизированной снизу, в верхней части которой на срезных штифтах установлен плунжер, перекрывающий канал сообщения внутренней полости полого штока с внутренним пространством профильной трубы. Крепление верхнего конца полого штока выполнено шарнирно-подвижным, а на его противоположном конце установлен узел фиксации подвесной цементировочной пробки. Якорно-пакерный узел снизу соединен с патрубком хвостовика.

Недостатком этого устройства является сложность его использования при строительстве бокового ствола многозабойной скважины, а именно трудность избирательного попадания в основной или в боковой ствол скважины, после спуска и цементирования хвостовика этим устройством в боковом стволе скважины.

Кроме того, к недостаткам прототипа можно отнести сложность и ненадежность конструкции, а именно, шарнирный способ подвески полого штока, а также возможное смятие профильной трубы от давления жидкости, заполняющей полость скважины.

Техническими задачами, на решение которых направлено изобретение, являются повышение надежности устройства путем совершенствования конструкции и устранения выявленных недостатков прототипа, а также расширение области его применения - предлагаемое устройство предназначено для строительства боковых стволов в многозабойных скважинах с одновременной эксплуатацией двух или более стволов.

Указанные задачи решены за счет того, что устройство для спуска, крепления и цементирования хвостовика в боковом стволе скважины содержит узел разъединения подвески хвостовика от бурильных труб с помощью захвата с левой резьбой, соединенный с якорно-пакерным узлом, в нижней части которого установлен узел фиксации подвесной цементировочной пробки. При этом узел разъединения подвески хвостовика от бурильных труб снабжен посадочной втулкой с винтовой - в половину оборота, опорной торцевой поверхностью; якорно-пакерный узел содержит две герметично соединенные между собой профильные экспандируемые трубы, одна из которых обрезинена и соединена с узлом фиксации подвесной цементировочной пробки, содержащим плунжер, зафиксированный срезными элементами и перекрывающий каналы сообщения между внутренней полостью подвеса и внутренним пространством профильных труб, к последнему узлу через колонну обсадных труб хвостовика и башмак, с обратным клапаном и стоп-кольцом, крепится с помощью срезного винта направляющий узел, содержащий полый клин - со сквозным центральным отверстием, снабженный направляющей втулкой с винтовой - в половину оборота, опорной торцевой поверхностью.

Изобретение поясняется чертежами, где на фиг. 1 изображено устройство для спуска, крепления и цементирования хвостовика в боковом стволе скважины в сборе в начальном состоянии при его спуске в основной ствол скважины, на фиг. 2 показано положение деталей устройства после спуска, крепления и цементирования колонны хвостовика в боковом стволе скважины перед отсоединением и подъемом колонны бурильных труб, на фиг. 3 показано устройство после отсоединения и подъема колонны бурильных труб вместе с извлекаемой частью устройства, на фиг. 4 изображена схема скважины перед спуском устройства.

Устройство для спуска, крепления и цементирования хвостовика в боковом стволе скважины (фиг. 1) содержит узел разъединения подвески хвостовика I от бурильных труб 1 с помощью захвата 2 с левой резьбой, соединенный с якорно-пакерным узлом II, в нижней части которого установлен узел фиксации подвесной цементировочной пробки III. При этом узел разъединения подвески хвостовика I от бурильных труб 1 снабжен посадочной втулкой 3 с винтовой - в половину оборота, опорной торцевой поверхностью А; якорно-пакерный узел II содержит две герметично соединенные между собой профильные экспандируемые трубы 4 и 5, одна из которых 5 обрезинена и соединена с узлом фиксации подвесной цементировочной пробки III, содержащим плунжер 6, зафиксированный срезными элементами 7 и перекрывающий каналы В сообщения между внутренней полостью подвеса 8 и внутренним пространством профильных труб 4 и 5, к последнему узлу III через колонну обсадных труб хвостовика 9 и башмак 10, с обратным клапаном 11 и стоп-кольцом 12, крепится с помощью срезного винта 13 направляющий узел IV, содержащий полый клин 14 - со сквозным центральным отверстием, снабженный направляющей втулкой 15 с винтовой - в половину оборота, опорной торцевой поверхностью С.

Устройство состоит из четырех функционально раздельных узлов.

Узел разъединения подвески хвостовика I (фиг. 1) состоит из захвата 2, который одним концом с помощью левой резьбы соединяется с вкладышем 16, зафиксированным в посадочной втулке 3, а другим концом соединяется замковой резьбой с колонной бурильных труб 1. Посадочная втулка 3 имеет винтовую - в половину оборота, опорную торцевую поверхностью А. Эта поверхность образована радиусом, скользящим вдоль оси втулки по винтовой линии половину одного оборота. Поверхность А предназначена для опоры и однозначного ориентирования по углу поворота устройств, которые будут опускаться в скважину после спуска, крепления и цементирования хвостовика в боковом стволе М скважины (фиг. 4).

Якорно-пакерный узел II (фиг. 1) состоит из двух герметично соединенных между собой профильных экспандируемых труб 4 и 5 [3], одна из которых 5 - обрезиненная (гуммированная).

Узел фиксации подвесной цементировочной пробки III (фиг. 1) состоит из корпуса 17, в котором расположен подвес 8. К подвесу 8 через втулку 18 на срезных элементах 19 крепится подвесная цементировочная пробка 20. Подвес 8 соединен с захватом 2 с помощью штока 21, что позволяет его извлечь из скважины после окончания работы устройства вместе с колонной бурильных труб 1. По подвесу 8 может перемещаться плунжер 6, который изначально зафиксирован срезными элементами 7. Ход плунжера 6 вдоль оси подвеса 8 ограничен стопорной гайкой 22. Корпус 17 соединяется через обойму 23 с колонной обсадных труб хвостовика 9, к которой присоединен башмак 10 с обратным клапаном 11 и стоп-кольцом 12.

Направляющий узел IV (фиг. 1) состоит из полого клина 14, снабженного направляющей втулкой 15, а так же якорной втулки 24. Полый клин 14 выполнен со сквозным центральным отверстием. Полый клин 14 предназначен для изменения направления движения колонны обсадных труб хвостовика 9, а именно для направления хвостовика из основного К в боковой М ствол скважины (фиг. 4). Это достигается за счет того, что диаметр башмака 10 больше, чем диаметр сквозного центрального отверстия в полом клине 14. Сквозное центральное отверстие в полом клине 14 позволяет устройствам, диаметр которых меньше, чем диаметр этого отверстия, свободно проходить вдоль оси клина, не изменяя свою траекторию. Направляющая втулка 15 имеет винтовую - в половину оборота, опорную торцевую поверхностью С. Эта поверхность образована радиусом, скользящим вдоль оси втулки по винтовой линии половину одного оборота. Поверхность С предназначена для опоры и однозначного ориентирования по углу поворота полого клина 14, при спуске устройства в основной ствол К скважины (фиг. 4). Якорная втулка 24 имеет винтовую - в половину оборота, опорную торцевую поверхностью Е. Эта поверхность образована радиусом, скользящим вдоль оси втулки по винтовой линии половину одного оборота. Поверхность Е является опорной для поверхности С устройства при его спуске в основной ствол К скважины.

Для обеспечения герметичности детали устройства снабжены уплотнительными элементами - резиновыми кольцами (не обозначены).

Устройство работает следующим образом.

На устье скважины производят сборку направляющего узла IV с помощью срезного винта 13 с башмаком 10, обратным клапаном 11, стоп-кольцом 12, с низом колонны обсадных труб хвостовика 9 в последовательности, представленной на фиг. 1. Направляющий узел IV и далее колонну обсадных труб хвостовика 9 спускают в скважину. После спуска необходимого количества труб хвостовика на последнюю трубу наворачивают узел фиксации подвесной цементировочной пробки III в сборе с якорно-пакерным узлом II и узлом разъединения подвески хвостовика I. Захват 2 посредством замковой резьбы соединяют с бурильными трубами 1 и продолжают спуск хвостовика на бурильных трубах до посадки направляющей втулки 15 на ранее зафиксированную в основном стволе К скважины якорную втулку 24 (фиг. 2).

Якорная втулка 24 фиксируется в основном стволе К скважины до спуска устройства в скважину (фиг. 4). Способ фиксации зависит от конструкции скважины, фиксацию можно осуществить, например, с помощью профильного перекрывателя [4], на фиг. 4 он не показан.

При посадке направляющей втулки 15 на якорную втулку 24, за счет винтовых поверхностей С и Е, происходит поворот спускаемой в скважину компоновки. При этом косая поверхность полого клина 14 ориентируется по направлению в боковой ствол М скважины (фиг. 4).

Продолжая спуск хвостовика на бурильных трубах, происходит срезание срезного винта 13, и, поскольку диаметр башмака 10 больше, чем диаметр сквозного центрального отверстия в полом клине 14, башмак 10 скользит по косой поверхности полого клина 14 в боковой ствол М скважины, увлекая за собой колонну обсадных труб хвостовика 9.

Спуск хвостовика на бурильных трубах прекращают в тот момент, когда обрезиненная профильная труба 5 одним концом зайдет в боковой ствол М скважины, а другим концом еще будет в основном стволе К скважины (фиг. 2).

Далее, скважину промывают, на верхнюю бурильную трубу наворачивают цементировочную головку с заранее установленной и зафиксированной в ней разделительной пробкой 25. Производят закачку расчетного, в соответствии с планом работ, объема цементного раствора. Далее, из цементировочной головки освобождают разделительную пробку 25 и производят ей продавливание цементного раствора продавочной жидкостью - буровым раствором или технической водой.

В процессе продавливания, разделительная пробка 25 садится на подвесную цементировочную пробку 20 и перекрывает ее проходное отверстие. Это приводит к повышению гидравлического давления в полости подвеса 8 и происходит срез срезных элементов 19, фиксирующих подвесную цементировочную пробку 20. Далее, разделительная пробка 25 и подвесная цементировочная пробка 20 движутся совместно до стоп-кольца 12, перекрывая его проходное отверстие, диаметр которого меньше, чем диаметр подвесной цементировочной пробки 20. При этом начинает повышаться внутритрубное давление, что сигнализирует об окончании процесса продавки цементного раствора.

С целью заякоривания и пакерования устройства продолжают дальнейшее нагнетание продавочной жидкости в бурильные трубы, тем самым повышая внутритрубное давление до величины давления среза срезных элементов 7, фиксирующих плунжер 6. Гидравлическое давление жидкости во внутренней полости подвеса 8 через каналы В воздействует на кольцевую поверхность плунжера 6, и происходит срез срезных элементов 7, фиксирующих плунжер 6. Плунжер 6 освобождается и перемещается вдоль оси подвеса 8, открывая при этом каналы В сообщения между внутренними полостями профильных труб 4, 5 и подвеса 8. Стопорная гайка 22 ограничивает ход плунжера 6.

В результате гидравлического сообщения между внутренними полостями профильных труб 4, 5 и подвеса 8 (фиг. 2) происходит выравнивание внутритрубного давления, т.е. появляется гидравлическое давление на внутреннюю стенку профильных труб. Это давление раздувает профильные трубы 4 и 5 до размеров, соответствующих внутренним диаметрам бокового М и основного К стволов скважины.

При этом обеспечивается плотное прижатие профильной трубы 4 к стенке эксплуатационной колонны основного ствола К скважины, т.е. происходит фиксация устройства от продольного смещения.

А обрезиненная профильная труба 5 после раздутия прижимается к стенкам как основного К, так и бокового М ствола скважины (фиг. 2), таким образом герметизируя выход из основного в боковой ствол скважины. Слой резины на наружной поверхности профильной трубы 5 усиливает эффект герметизации.

Далее производят отсоединение устройства от бурильных труб 1 путем правого вращения бурильной колонны ротором бурового станка. Бурильные трубы 1 отсоединяются по левой соединительной резьбе между захватом 2 и вкладышем 16, зафиксированным в посадочной втулке 3.

После отсоединения, вместе с бурильными трубами 1 и захватом 2 одновременно поднимают внутреннюю извлекаемую часть устройства, которая включает: шток 21, подвес 8 с втулкой 18, плунжером 6 и стопорной гайкой 22. Остальные части устройства остаются в скважине (фиг. 3).

После окончания работы устройства полый клин 14 с направляющей 15 и якорной 24 втулками не будут мешать восстановлению прохода в основной ствол К скважины, поскольку выполнены полыми.

Посадочная втулка 3 (фиг. 3) остается надежно зафиксированной от смещения и поворота в основном стволе К скважины, поэтому ее опорная винтовая поверхность А позволяет однозначно ориентировать устройства, спускаемые в скважину, для выбранного попадания в боковой М или в основной К ствол скважины.

Источники информации

1. Патент РФ №2279536, МПК Е21В 33/14. Устройство для подвески и герметизации потайной обсадной колонны. Опубл. 10.07.2006, бюл. №19. // URL: http://www.freepatent.ru/patents/2279536 (дата обращения: 31.07.2017).

2. Патент РФ №2441140, МПК Е21В 43/10, Е21В 33/14. Устройство для спуска подвески и цементирования колонны хвостовика в скважине. Опубл. 27.01.2012, бюл. №3. // URL: http://www.freepatent.ru/patents/2441140 (дата обращения: 31.07.2017).

3. Абдрахманов Г.С. Крепление скважин экспандируемыми трубами: Учебное пособие. - Самара: ИД "РОСИНГ", 2003. - 228 с. // URL: http://www.geokniga.org/bookfiles/geokniga-kreplenie-skvazhin-ekspandiruemymi-trubami.pdf (дата обращения: 31.07.2017).

4. Патент РФ №2339786, Е21В 29/10. Способ установки профильного перекрывателя в скважине. Опубл. 27.11.2008, бюл. №33. // URL: http://www.freepatent.ru/patents/2339786 (дата обращения: 31.07.2017).

Устройство для спуска, крепления и цементирования хвостовика в боковом стволе скважины, содержащее узел разъединения подвески хвостовика от бурильных труб с помощью захвата с левой резьбой, соединенный с якорно-пакерным узлом, в нижней части которого установлен узел фиксации подвесной цементировочной пробки, отличающееся тем, что узел разъединения подвески хвостовика от бурильных труб снабжен посадочной втулкой с винтовой - в половину оборота, опорной торцевой поверхностью; якорно-пакерный узел содержит две герметично соединенные между собой профильные экспандируемые трубы, одна из которых обрезинена и соединена с узлом фиксации подвесной цементировочной пробки, содержащим плунжер, зафиксированный срезными элементами и перекрывающий каналы сообщения между внутренней полостью подвеса и внутренним пространством профильных труб, к последнему узлу через колонну обсадных труб хвостовика и башмак, с обратным клапаном и стоп-кольцом, крепится с помощью срезного винта направляющий узел, содержащий полый клин - со сквозным центральным отверстием, снабженный направляющей втулкой с винтовой - в половину оборота, опорной торцевой поверхностью.



 

Похожие патенты:

Группа изобретений относится к области заканчивания скважин. Способ заканчивания стволов скважины, включающий перемещение клина-отклонителя и фиксатора якоря внутрь родительского ствола скважины, при этом фиксатор якоря прикрепляется к клину-отклонителю посредством разъемного соединения, а родительский ствол скважины облицован по меньшей мере частично обсадной колонной, которая содержит защелочное соединение; закрепление фиксатора якоря внутри родительского ствола скважины посредством стыковки защелочного профиля фиксатора якоря с защелочным соединением; отклонение бурового долота клином-отклонителем для бурения бокового ствола скважины, отходящего от родительского ствола скважины; перемещение оборудования бокового заканчивания внутрь бокового ствола скважины инструментом для спуска обсадной колонны-хвостовика, при этом оборудование бокового заканчивания содержит заканчивающий инструмент; отделение клина-отклонителя от фиксатора якоря разъемным соединением с использованием инструмента извлечения клина-отклонителя и тем самым открытие участка разъемного соединения, причем инструмент извлечения клина-отклонителя функционально связан с дистальным концом инструмента для спуска обсадной колонны-хвостовика; удаление клина-отклонителя из родительского ствола скважины посредством инструмента извлечения клина-отклонителя; и перемещение отклоняющего клина заканчивания внутрь родительского ствола скважины, причем этот отклоняющий клин заканчивания функционально скреплен с рабочей колонной, и присоединение отклоняющего клина заканчивания к фиксатору якоря посредством разъемного соединения.

Изобретение относится к горной промышленности и может быть использовано при эксплуатации вертикальных, наклонных и горизонтальных скважин для увеличения коэффициента извлечения нефти или коэффициента извлечения газа.

Описывается узел и способ заканчивания боковых стволов скважин. Данная компоновка заканчивания скважины содержит установку сопряжения с главной и боковой секциями, а также боковую колонну заканчивания и фиксирующее устройство, присоединенные к концу боковой секции, расположенной со стороны ниже по стволу скважины, и концу установки сопряжения, расположенной со стороны выше по стволу скважины, соответственно.

Описывается узел и способ заканчивания боковых стволов скважин. Данная компоновка заканчивания скважины содержит установку сопряжения с главной и боковой секциями, а также боковую колонну заканчивания и фиксирующее устройство, присоединенные к концу боковой секции, расположенной со стороны ниже по стволу скважины, и концу установки сопряжения, расположенной со стороны выше по стволу скважины, соответственно.

Группа изобретений относится к нефтегазовой промышленности и может быть использована для забуривания и крепления дополнительных стволов из ранее пробуренных обсаженных скважин.

Группа изобретений относится к инструментам для бурения и заканчивания скважин. Инструмент содержит расширяющий модуль и приводной модуль для приведения в движение расширяющего модуля и выполнения расширения.

Группа изобретений относится к области бурения дополнительных стволов из ранее пробуренных и обсаженных скважин, в частности, к устройствам для создания соединения обсадных колонн первичного и дополнительного стволов с сохранением проходного диаметра первичного ствола скважины.

Изобретение относится к строительству глубоких нефтяных и газовых скважин и, в частности, к способам вскрытия высоконапорных продуктивных пластов и крепления интервалов вскрытия обсадной колонной.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и может найти применение при разработке и эксплуатации нефтяных пластов с зонами различной проницаемости.

Группа изобретений относится к области бурения многозабойных скважин, в частности к устройствам для создания механического соединения обсадных колонн основного и дополнительного стволов с сохранением проходного диаметра основного ствола скважины.

Изобретение относится к области нефтегазодобывающей промышленности, в частности к ремонту нагнетательной скважины путем спуска дополнительной колонны труб и ее последующего цементирования.
Изобретение относится к области строительства и ремонта нефтегазобывающих скважин и, в частности, к области восстановления герметичности эксплуатационной колонны скважины.

Группа изобретений относится к области цементирования скважин и, в частности, к оконным узлам, применяемым во время выполнения операций цементирования в скважинной системе.

Изобретение относится к строительству глубоких нефтяных и газовых скважин и, в частности, к способам вскрытия высоконапорных продуктивных пластов и крепления интервалов вскрытия обсадной колонной.

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.

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.

Группа изобретений относится к обработке окружающей скважину среды для интенсификации притока. Технический результат – повышение эффективности обработки.

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.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, а именно к цементированию обсадной колонны в стволе скважины с обратной циркуляцией цементного раствора.

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.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, а именно к области строительства нефтяных и газовых скважин, к устройствам для спуска, крепления и цементирования потайных колонн в боковых стволах многозабойных скважин, с одновременной эксплуатацией двух или более стволов. Технический результат - повышение надежности работы устройства и расширение области его применения. Устройство содержит узел разъединения подвески хвостовика от бурильных труб с помощью захвата с левой резьбой, соединенный с якорно-пакерным узлом. В нижней части этого узла установлен узел фиксации подвесной цементировочной пробки. При этом узел разъединения подвески хвостовика от бурильных труб снабжен посадочной втулкой с винтовой, в половину оборота, опорной торцевой поверхностью. Якорно-пакерный узел содержит две герметично соединенные между собой профильные экспандируемые трубы. Одна из них обрезинена и соединена с узлом фиксации подвесной цементировочной пробки. Упомянутый узел содержит плунжер. Он зафиксирован срезными элементами и перекрывает каналы сообщения между внутренней полостью подвеса и внутренним пространством профильных труб. К последнему узлу через колонну обсадных труб хвостовика и башмак крепится с помощью срезного винта направляющий узел. Он содержит полый клин со сквозным центральным отверстием, снабженный направляющей втулкой с винтовой, в половину оборота, опорной торцевой поверхностью. 4 ил.

Наверх