устройство для цементирования хвостовика в скважине
Классы МПК: | E21B33/14 для цементирования обсадных труб в скважине E21B17/06 разъемные соединения, например предохранительные соединения |
Автор(ы): | Исмагилов Фанзат Завдатович (RU), Гарифов Камиль Мансурович (RU), Рахманов Илгам Нухович (RU), Юсупов Феликс Исмагилович (RU), Юсупов Рустам Феликсович (RU), Зиятдинов Радик Зяузятович (RU), Страхов Дмитрий Витальевич (RU), Оснос Владимир Борисович (RU) |
Патентообладатель(и): | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина (RU) |
Приоритеты: |
подача заявки:
2010-03-09 публикация патента:
10.08.2011 |
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, а именно к устройствам для цементирования хвостовика в скважине, и может быть использовано при строительстве и ремонте скважин, в том числе и наклонно направленных. Состоит из хвостовика с воронкой вверху и опрессовочным седлом внизу, ниже которого расположен клапанный узел, соединенный с башмаком, оснащенным фильтром. Причем на нижний конец башмака навернута алюминиевая заглушка. При этом устройство включает колонну труб с ниппелем, выполненным с возможностью герметичного взаимодействия с воронкой хвостовика, и разъединитель. Воронка оснащена изнутри кольцевым сужением под ниппель и расположенными выше штифтами. Разъединитель соединяет между собой верхнюю часть хвостовика и нижнюю часть колонны труб и выполнен в виде полого корпуса, расположенного на колонне труб выше ниппеля, с наружными пазами под штифты воронки. При размещении штифтов в пазах ниппель располагается ниже кольцевого сужения воронки, в транспортном положении. А при размещении штифтов вне пазов воронки - в пределах кольцевого сужения воронки. Устройство обладает простотой конструкции, что оптимизирует технологию проведения работ и экономит финансовые затраты, а также позволяет сократить время, затрачиваемое на цементирование хвостовика в скважине, за счет минимизации спуско-подъемных операций. 4 ил.
Формула изобретения
Устройство для цементирования хвостовика в скважине, включающее хвостовик с воронкой вверху и опрессовочным седлом внизу, колонну труб с ниппелем, выполненным с возможностью герметичного взаимодействия с воронкой хвостовика, разъединитель, соединяющий между собой верхнюю часть хвостовика и нижнюю часть колонны труб, клапанный узел, 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, отличающееся тем, что воронка оснащена изнутри кольцевым сужением под ниппель и расположенными выше штифтами, а разъединитель выполнен в виде полого корпуса, расположенного на колонне труб выше ниппеля, с одинаковыми наружными пазами под штифты воронки, причем пазы выполнены в виде глухой короткой и свободной снизу продольных проточек, соединенных сверху технологической проточкой, при этом ниппель выполнен с возможностью расположения ниже кольцевого сужения воронки при размещении штифтов в коротких продольных проточках - транспортное положение и в пределах кольцевого сужения воронки при размещении штифтов вне пазов воронки.
Описание изобретения к патенту
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, конкретно к строительству и ремонту скважин, в том числе и наклонно направленных.
Известно «Устройство для цементирования хвостовика в скважине» (патент РФ № 2289677, МПК 8 E21B 33/14, опубл. в бюл. 35 от 20.12.2006 г.), включающее хвостовик со спущенной в него колонной насосно-компрессорных труб (НКТ) ограниченной длины, разъединитель в виде переводника, соединенный верхней частью с подъемными трубами, а нижней - с НКТ ограниченной длины, снабженный наружной левой резьбой для соединения через муфту с верхним концом хвостовика, и башмак с проходным каналом и муфтой, при этом оно снабжено пакерующим узлом, состоящим из корпуса, жестко установленной в нем верхней упорной втулкой, цилиндрической эластичной манжетой с кольцевыми внутренними канавками, опирающейся снизу в подвижную внутреннюю втулку, между торцом которой и ниже расположенной подвижной наружной втулкой установлено пружинное стопорное кольцо с насечками, а на корпусе выполнены насечки противоположного направления; подвижная наружная втулка снабжена срезными винтами, расположенными в продольных пазах корпуса и соединенными другими концами меньшего диаметра с направляющей втулкой, установленной внутри корпуса и соединенной с ним срезными элементами; корпус пакерующего узла нижней частью соединен с заливочной муфтой, снабженной радиальными каналами, которая, в свою очередь, соединена с перфорированным участком хвостовика, а последний - с башмаком; колонна НКТ ограниченной длины через ступенчатый переводник соединена с ниппелем, представляющим собой патрубок с радиальными каналами в средней части, перекрытыми в исходном состоянии седлом, патрубок снабжен уплотнительными элементами выше и ниже радиальных каналов, поджатыми гайками; ниппель в нижней части соединен с наконечником; в муфте, соединяющей башмак с перфорированным участком хвостовика, установлена опорная втулка с центральным проходным каналом, через который пропущен наконечник, снабженная срезными винтами, которые на участке меньшего диаметра соединены с нижней поджимной гайкой ниппеля.
Недостатками данной конструкции являются:
- во-первых, сложность конструкции, обусловленная большим количеством узлов и деталей;
- во-вторых, трудоемкость изготовления и сборки;
- в-третьих, сложность технологического процесса ее применения.
Известно «Устройство для цементирования хвостовика в скважине» (патент на полезную модель № 44348, МПК 8 E21B 33/14, опубл. Бюл. № 7 от 10.03.2005 г.), включающее хвостовик со спущенной в него колонной насосно-компрессорных труб (НКТ) ограниченной длины и разъединитель в виде переводника, соединенный верхней частью с подъемными трубами, клапанный узел, соединенный с нижней частью хвостовика и состоящий из верхнего и нижнего корпусов, связанных между собой срезными элементами, в которых установлены друг над другом два подпружиненных обратных клапана, причем нижний корпус установлен внутри верхнего с возможностью ограниченного продольного перемещения и снабжен радиальными каналами, сообщающими внутреннее пространство устройства с зоной скважины; разъединитель снабжен наружной левой резьбой для соединения с верхним концом хвостовика, а нижней частью разъединитель соединен с колонной НКТ, которая несколько короче хвостовика, при этом клапанный узел снизу соединен с башмаком, снабженным фильтром.
Недостатками данного устройства являются:
- во-первых, неконтролируемый процесс отворота левого переводника после проведения заливки хвостовика цементным раствором, кроме того, иногда практически невозможно произвести отворот левого переводника из-за большого набора кривизны зенитного угла скважины;
- во-вторых, поскольку из-за кривизны скважины невозможно произвести отворот левого переводника с колонной НКТ, то для гарантированного отворота требуется завоз бурильных труб, рабочей трубы квадратного сечения («квадрат»), устьевого гидравлического ротора, что ведет к увеличению времени ремонта скважины и, как следствие, дополнительным материальным и финансовым затратам.
Наиболее близким по технической сущности является «Устройство для цементирования хвостовика в скважине» (патент на полезную модель № 72715, МПК 8 E21B 17/06, опубл. в бюл. № 16 от 27.04.2008 г.), включающее хвостовик, колонну насосно-компрессорных труб (НКТ), разъединитель, соединяющий между собой верхнюю часть хвостовика и нижнюю часть колонны НКТ, клапанный узел, соединенный с нижней частью хвостовика и состоящий из верхнего и нижнего корпусов, в которых установлены друг над другом два подпружиненных обратных клапана, при этом клапанный узел снизу соединен с башмаком и снабжен фильтром, при этом разъединитель выполнен в виде стыковочного узла, состоящего из верхней воронки с прорезями и внутреннего освобождающегося ловителя, установленного на конце колонны НКТ, причем фиксаторы внутреннего освобождающегося ловителя размещены в прорезях воронки, при этом разъединение стыковочного узла происходит путем сбрасывания с устья скважины внутрь колонны НКТ шара и создания гидравлического давления в колонне НКТ с последующим ее извлечением вместе с внутренним освобождающимся ловителем, при этом перед закачкой цементного раствора в хвостовик спускается колонна заливочных труб, оснащенная ниппелем, имеющим возможность герметичного взаимодействия с воронкой стыковочного узла, причем выше клапанного узла хвостовик оснащен опрессовочным узлом, состоящим из опрессовочного седла и извлекаемой опрессовочной пробки.
Недостатками данной конструкции являются:
- во-первых, сложный и трудоемкий технологический процесс цементирования хвостовика, связанный с тем, что для его осуществления применяют внутренний освобождающийся ловитель, колонну НКТ, бросовый шар, воронки с прорезями;
- во-вторых, в процессе работ совершаются две спуско-подъемные операции:
1. Спуск на забой хвостовика с ловителем на колонне НКТ с последующим отсоединением ловителя от хвостовика и извлечением ловителя с колонной НКТ из скважины.
2. Спуск заливочных труб с ниппелем до взаимодействия с воронкой стыковочного узла хвостовика с последующим цементированием хвостовика, срезкой и извлечением из скважины ниппеля с заливочными трубами.
Задачей изобретения является упрощение технологии проведения цементирования хвостовика и сокращение спуско-подъемных операций, осуществляемых в процессе цементирования хвостовика.
Поставленная задача решается устройством для цементирования хвостовика в скважине, включающем хвостовик с воронкой вверху и опрессовочным седлом внизу, колонну труб с ниппелем, выполненным с возможностью герметичного взаимодействия с воронкой хвостовика, разъединитель, соединяющий между собой верхнюю часть хвостовика и нижнюю часть колонны труб, клапанный узел, 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.
Новым является то, что воронка оснащена изнутри кольцевым сужением под ниппель и расположенными выше штифтами, а разъединитель выполнен в виде полого корпуса, расположенного на колонне труб выше ниппеля, с одинаковыми наружными пазами под штифты воронки, причем пазы выполнены в виде глухой короткой и свободной снизу продольных проточек, соединенных сверху технологической проточкой, при этом ниппель выполнен с возможностью расположения ниже кольцевого сужения воронки при размещении штифтов в коротких продольных проточках - транспортное положение и в пределах кольцевого сужения воронки при размещении штифтов вне пазов воронки.
На фигуре 1 схематично изображено предлагаемое устройство в процессе опрессовки хвостовика.
На фигуре 2 схематично изображено предлагаемое устройство в процессе разъединения колонны труб от хвостовика.
На фигуре 3 схематично изображено предлагаемое устройство в процессе цементирования хвостовика.
На фигуре 4 изображена развертка паза, выполненная на полом корпусе разъединителя.
Устройство для цементирования хвостовика в скважине состоит из хвостовика 1 (см. фиг.1) с воронкой 2 вверху и опрессовочным седлом 3 внизу, а также колонны труб 4 (см. фиг.2) с ниппелем 5, выполненным с возможностью герметичного взаимодействия с воронкой 2 хвостовика 1 (см. фиг.1).
Клапанный узел 6 соединен с нижней частью хвостовика 1 и состоит из верхнего 7 и нижнего 8 корпусов, в которых установлены друг над другом два подпружиненных обратных клапана 9 и 10 соответственно, при этом клапанный узел 6 снизу соединен с башмаком 11, оснащенным фильтром 12, причем на нижний конец башмака 11 навернута алюминиевая заглушка 13.
Воронка 2 оснащена изнутри кольцевым сужением 14 под ниппель 5 и расположенными выше штифтами 15 (например, двумя штифтами с углом между ними 180°).
Разъединитель 16 соединяет между собой верхнюю часть хвостовика 1 и нижнюю часть колонны труб 4 и выполнен в виде полого корпуса 17, расположенного на колонне труб 4 выше ниппеля 5, с одинаковыми наружными пазами 18 под штифты 15 воронки 2.
Пазы 18 (см. фиг.4) выполнены в виде глухой короткой 19 и свободной 20 снизу продольных проточек, соединенных сверху технологической проточкой 21.
Ниппель 5 выполнен с возможностью расположения ниже кольцевого сужения 14 воронки 2 при размещении штифтов 15 в пределах коротких продольных проточек 19 (см. фиг.2) - транспортное положение и в пределах кольцевого сужения 14 воронки 2 (см. фиг.3) при размещении штифтов 15 вне пазов 18 воронки 2.
Устройство работает следующим образом.
Сначала устройство для цементирования хвостовика в скважине, как показано на фигуре 1, монтируют в скважине. Для этого сначала доливают скважину технологической жидкостью, например пресной водой, после чего спускают в нее одну трубу хвостовика 1 (см. фиг.1), оснащенную снизу башмаком 11 с фильтром 12 и алюминиевой заглушкой 13, а также клапанным узлом 6 и опрессовочным седлом 3 и размещенной на нем извлекаемой опрессовочной пробкой 22.
Закачкой технологической жидкости в межколонное пространство скважины (на фиг.1, 2, 3 не показано) производят опрессовку клапанного узла 6, то есть проверяют под давлением, ожидаемым на клапанный узел 6 после продавки цементного раствора в межколонное пространство скважины, герметичность работы обратных клапанов 9 и 10, при этом пропуски не допускаются.
Убедившись в герметичности клапанного узла 6, производят спуск всех труб хвостовика 1 с воронкой 2 (см. фиг.1) в скважину с доливом в него технологической жидкости, после чего производят опрессовку труб хвостовика 1. Затем в хвостовик 1 с устья скважины спускают ловитель на канате, производят захват и извлечение извлекаемой опрессовочной пробки 22 из скважины.
Далее спускают в хвостовик 1 нижний конец колонны труб 4, который должен быть расчетной длины в зависимости от длины хвостовика 1, оборудован центратором (на фиг.1, 2, 3 не показано) и находится выше на 3-5 метров опрессовочного седла 3 хвостовика 1. После чего приступают к соединению колонны труб 4 с верхним концом хвостовика 1. Для этого сначала на верхний конец нижней части колонны труб 4 наворачивают ниппель, а затем разъединитель 16, выполненный в виде полого корпуса 17, затем устанавливают ниппель 5 в кольцевое сужение 14 воронки 2. Вворачивают штифты 15 (см. фиг.2) в воронку 2, совмещают и вставляют их в пазы 18 полого корпуса 17, при этом штифты 15 размещаются в верхней части коротких проточек 19 пазов 18 - транспортное положение (см. фиг.4).
Далее спускают собранную компоновку (хвостовик 1 с колонной труб 4) до упора на забой скважин, что контролируют по индикатору веса (на фиг.1, 2, 3, 4 не показано), размещенному на устье скважин.
Затем производят разъединение колонны труб 4 от хвостовика 1. Для этого производят полную разгрузку колонны труб 4 на забой скважины, при этом штифты 15 перемещаются из нижней части коротких продольных проточек 19 пазов 18 в их верхнюю часть, а полый корпус 17 своим нижним торцом упирается в верхний торец кольцевого сужения 14 (см. фиг.2).
Затем поворачивают колонну труб 4 против часовой стрелки на угол не менее 90° и поднимают колонну труб на 2-3 метра, причем штифты 15 перемещаются из верхней части коротких продольных проточек 19 через технологические проточки 21 в свободные продольные проточки 20 пазов 18 и покидают их, при этом происходит отсоединение колонны труб 4 от хвостовика 1.
В результате ниппель 5 (см. фиг.3) размещается в пределах кольцевого сужения 14 воронки 2, то есть ниппель 5 входит в герметичное взаимодействие своими уплотнительными кольцами 23 с кольцевым сужением 14 воронки 2.
Заполняют колонну труб 4 технологической жидкостью и производят вызов циркуляции прямой промывкой по колонне труб 4, хвостовик 1, клапанный узел 6, фильтр 12 через межколонное пространство скважины на устье. Затем в колонну труб 4 закачивают расчетное количество цементного раствора и продавливают его жидкостью продавки в межколонное пространство скважины.
После закачки цементного раствора в межколонное пространство скважины колонну труб 4 с ниппелем 5 поднимают на 1-2 метра так, чтобы ниппель 5 находился вне кольцевого сужения 14 воронки 2, при этом уплотнительные кольца 23 ниппеля 5 выходят из герметичного взаимодействия с кольцевым сужением 14 воронки 2.
Далее прямой промывкой по колонне труб 4 производят вымывание излишков цементного раствора из внутренней полости хвостовика 1.
Затем полностью извлекают из скважины колонну труб 4 с полым корпусом 17, ниппелем 5, после чего оставляют скважину на ожидание затвердевания цемента (ОЗЦ).
По окончании времени ОЗЦ опрессовочное седло 3, клапанный узел 6 и алюминиевая заглушка 13 разбуриваются.
Предлагаемое устройство для цементирования хвостовика в скважине обладает простой технологией проведения работ, что позволяет снизить материальные затраты на цементирование хвостовика в скважине, а сокращение спуско-подъемных операций, осуществляемых в процессе цементирования хвостовика, позволит сократить общее время проведения работ и сократить финансовые затраты на ремонт скважины.
Класс E21B33/14 для цементирования обсадных труб в скважине
Класс E21B17/06 разъемные соединения, например предохранительные соединения