скважинный разъединитель

Формула изобретения

1. Скважинный разъединитель, включающий верхнюю и нижнюю части, герметично вставленные в друг друга и зафиксированные узлом передачи крутящего момента в виде шлицевого соединения и узлом передачи осевой нагрузки, имеющим внутреннюю конусную поверхность, соединенным с верхней частью и размещенным в транспортном положении в кольцевой проточке нижней части, седло с местом посадки шарика и наружной конусной поверхностью под конусную поверхность узла передачи осевой нагрузки, причем седло зафиксировано в транспортном положении и выполнено с возможностью ограниченного перемещения вниз, отличающийся тем, что в верхней части выполнены радиальные отверстия под узел передачи осевой нагрузки, который выполнен в виде отдельных плашек, внутренняя конусная поверхность которых выполнена с возможностью ограниченного верхним упором седла перемещения по наружной конусной поверхности седла, вставленного в верхнюю часть и зафиксированного относительно нее в транспортном положении срезным элементом, при этом внутри верхней части ниже радиальных отверстий выполнено кольцевое расширение, причем седло выше места посадки шарика оснащено радиальными каналами, выполненными с возможностью сообщения с кольцевым расширением верхней части после перемещения седла вниз, а внутри - кольцевым выступом под пружину сжатия, поджимающую шарик к месту посадки в седле.

2. Скважинный разъединитель по п.1, отличающийся тем, что на наружной поверхности седла выше радиальных каналов выполнена кольцевая проточка под пружинное кольцо, которое выполнено с возможностью расширения в кольцевом расширении при перемещении седла вниз относительно верхней части и фиксации седла от перемещения вверх в этом положении.

3. Скважинный разъединитель по п.1, отличающийся тем, что нижняя часть снизу оснащена центратором.

Описание изобретения к патенту

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

Известны штифтовые или кулачковые скважинные разъединители, конструкция которых позволяет производить вращение колонны труб (А.И.Булатов, А.Г.Аветисов. Справочник инженера по бурению. Том 1, М.: Недра, 1985. С.335, рис.2.75). Для разъединения штифтовых разъединителей требуется натяжение колонны труб с определенным усилием, а для разъединения кулачковых - разгрузка и поворот колонны труб.

Недостатками данных конструкций скважинных разъединителей являются:

- в первом случае необходимость точного расчета диаметра и количества штифтов в соответствии с возможностями подъемной установки;

- во втором - сложность изготовления кулачкового узла.

Известен скважинный разъединитель (патент RU № 2278945, МПК ⁸ E21В 17/06 опубл. в бюл. № 18 от 27.06.2006 г.), включающий верхнюю и нижнюю разъединяемые части, соединенные замком, отмыкаемым подвижной втулкой, которая имеет возможность перемещения под действием избыточного давления, причем верхняя часть разъединителя выполнена в виде переводника, с которым связан замок, выполненный в виде цанги, зафиксированной подвижной втулкой, имеющей возможность перемещения под действием избыточного давления, создаваемого в затрубном пространстве, и соединенной с поршнем, помещенным в кольцевую цилиндрическую полость, гидравлически связанную с внутренней полостью колонны труб, причем цанга имеет многогранный паз и соединена с переводником, имеющим сверху присоединительную резьбу, нижняя часть разъединителя выполнена в виде штока, верхний конец которого имеет многогранную форму и помещен в многогранный паз цанги, а его нижний конец имеет присоединительную резьбу.

Недостатками данного устройства являются:

- Во-первых, для срабатывания (разъединения) устройства в скважине необходимо создать перепад давления в межколонном и колонном пространствах, при этом величина перепада давления должна быть достаточной для перемещения поршня вверх. Для выполнения данного условия необходимо строгое соблюдение конструктивных размеров устройства, привязанных непосредственно к типоразмеру эксплуатационной колонны скважины, в которую спускается данный скважинный разъединитель.

- Во-вторых, низкая надежность в работе, так как отверстие в переводнике может засориться шламом, грязью, парафином и прочим, особенно это касается скважин, имеющих большой срок службы, что в итоге приводит к отказу устройства в работе.

- Во третьих, отсутствие центратора в конструкции скважинного разъединителя может привести к его заклиниванию в скважине при срабатывании, особенно в наклонных и горизонтальных скважинах.

Наиболее близким по технической сущности является разъединительный переходник (патент RU № 2271431, МПК ⁸ Е21В 17/06, опубл. в бюл. № 7 от 10.03.2006 г.), включающий составной корпус, состоящий из верхней и нижней частей, между которыми расположен уплотнительный узел, размещенный над узлом передачи крутящего момента, соединяющим между собой части корпуса и выполненным в виде шлицевого соединения, и седло под бросовый клапан, причем устройство снабжено узлом передачи осевой нагрузки в виде цанги с выступами на наружной поверхности пружинных лепестков, при этом неразрезной конец цанги соединен с верхней частью корпуса, а выступы цанги размещены в кольцевой расточке, выполненной на внутренней поверхности нижней части корпуса, и зафиксированы в рабочем положении седлом под бросовый клапан, зафиксированным, в свою очередь, пружиной сжатия, установленной на стопорном кольце, жестко соединенном с нижней частью корпуса, причем разрезная часть цанги выполнена с внутренней конической поверхностью, а седло под бросовый клапан - с ответной наружной поверхностью.

Недостатками данного устройства являются:

- во-первых, сложность конструкции устройства, связанная с большим количеством узлов и деталей (шлицами, цангой);

- во-вторых, низкая надежность устройства, так как возможно несанкционированное срабатывание устройства из-за сжатия пружины в процессе проведения резких спуско-подъемных операций. Кроме того, возможна негерметичная посадка бросового клапана на седле, которое может засориться шламом, грязью, парафином и прочим, особенно это касается скважин, имеющих большой срок службы, что в итоге приводит к отказу устройства в работе;

- в-третьих, процесс срабатывания (отсоединения верхней от нижней частей) скважинного разъединителя не контролируется с устья скважины, т.е. процесс срабатывания скважинного разъединителя неинформативен;

- в-четвертых, отсутствие центратора в конструкции скважинного разъединителя может привести к потере соосности расположения скважины и нижней части устройства, оставляемой в скважине, и непрохождению внутрискважинного инструмента и оборудования при проведении последующих спуско-подъемных операций в нижнюю часть устройства, оставшуюся в скважине.

Задачей изобретения является упрощение конструкции устройства, а также повышение надежности за счет гарантированного срабатывания устройства с возможностями контроля срабатывания скважинного разъединителя с устья скважины и возможность безаварийного прохождения внутрискважинного инструмента и оборудования сквозь нижнюю часть устройства, оставшуюся в скважине, при проведении последующих спуско-подъемных операций.

Поставленная задача решается скважинным разъединителем, включающим верхнюю и нижнюю части, герметично вставленные в друг друга и зафиксированные узлом передачи крутящего момента в виде шлицевого соединения и узлом передачи осевой нагрузки, имеющим внутреннюю конусную поверхность, соединенным с верхней частью и размещенным в транспортном положении в кольцевой проточке нижней части, седло с местом посадки шара и наружной конусной поверхностью под конусную поверхность узла передачи осевой нагрузки, причем седло зафиксировано в транспортном положении и выполнено с возможностью ограниченного перемещения вниз.

Новым является то, что в верхней части выполнены радиальные отверстия под узел передачи осевой нагрузки, который выполнен в виде отдельных плашек, внутренняя конусная поверхность которых выполнена с возможностью ограниченного верхним упором седла перемещения по наружной конусной поверхности седла, вставленного в верхнюю часть и зафиксированного относительно нее в транспортном положении срезным элементом, при этом внутри верхней части ниже радиальных отверстий выполнено кольцевое расширение, причем седло выше места посадки шарика оснащено радиальными каналами, выполненными с возможностью сообщения с кольцевым расширением верхней части после перемещения седла вниз, а внутри - кольцевым выступом под пружину сжатия, поджимающую шарик к месту посадки в седле.

Также новым является то, что на наружной поверхности седла выше радиальных каналов выполнена кольцевая проточка под пружинное кольцо, которое выполнено с возможностью расширения в кольцевом расширении при перемещении седла вниз относительно верхней части и фиксации седла от перемещения вверх в этом положении.

Также новым является то, что нижняя часть снизу оснащена центратором.

На чертеже в продольном разрезе изображен предлагаемый скважинный разъединитель.

Скважинный разъединитель состоит из верхней 1 и нижней 2 частей, герметично вставленных в друг друга и зафиксированных узлом передачи крутящего момента в виде шлицевого соединения 3 и узлом передачи осевой нагрузки 4, имеющим внутреннюю конусную поверхность 5, соединенным с верхней частью 1 и размещенным в транспортном положении в кольцевой проточке 6 нижней части 2.

Также устройство содержит седло 7 с местом посадки 8 шарика 9 и наружной конусной поверхностью 10 под конусную поверхность 5 узла передачи осевой нагрузки 4.

Седло 7 вставлено в верхнюю часть 1 устройства и зафиксировано в ней в транспортном положении срезным винтом 11, и выполнено с возможностью ограниченного перемещения вниз.

В верхней части 1 выполнены радиальные отверстия 12 под узел передачи осевой нагрузки 4, который выполнен в виде отдельных плашек, внутренняя конусная поверхность 5 которых выполнена с возможностью ограниченного верхним упором 13 седла 7 перемещения по наружной конусной поверхности 10 седла 7.

Внутри верхней 1 части ниже радиальных отверстий 12 выполнено кольцевое расширение 14.

Седло 7 выше места посадки шарика 9 оснащено радиальными каналами 15, выполненными с возможностью сообщения с кольцевым расширением 14 верхней части 1 после перемещения седла 7 вниз, а внутри - кольцевым выступом 16 под пружину сжатия 17, поджимающую шарик 9 к месту посадки в седле 7.

На наружной поверхности седла 7 выше радиальных каналов 15 выполнена кольцевая проточка 18 под пружинное кольцо 19, например выполненное разрезным, которое выполнено с возможностью расширения в кольцевом расширении 14 при перемещении седла 7 вниз относительно верхней части 1 и фиксации седла 7 от перемещения вверх в этом положении. Несанкционированные перетоки жидкости в процессе работы устройства предотвращаются уплотнительными элементами.

Устройство работает следующим образом.

Скважинный разъединитель включают в компоновку внутрискважинного оборудования, когда в процессе выполнения технологических операций в скважине необходимо произвести разъединение одной части оборудования от другой, при этом конструкция скважинного разъединителя обеспечивает осевые и вращательные нагрузки.

К нижней части 2 скважинного разъединителя присоединяют любое известное устройство для установки в скважине. Например, компоновку хвостовика (на чертеже не показано).

На колонне труб 20 (например, на колонне насосно-компрессорных труб), нижний конец которой вворачивают в верхнюю часть 1 скважинного разъединителя, который вместе с хвостовиком спускают в заданный интервал скважины (на чертеже не показано).

Предварительно верхнюю часть 1 скважинного разъединителя с помощью левой резьбы 21 соединяют с его нижней частью. При спуске компоновки хвостовика, имеющего большую протяженность (300-500 м), необходимо произвести оснащение нижней части 2 скважинного разъединителя центраторами 22 для соосного расположения хвостовика в скважине и безаварийного прохождения внутрискважинного инструмента, оборудования внутрь хвостовика при проведении последующих спуско-подъемных операций.

Кроме того, центраторы 22 производят центрирование оборудования как в процессе спуска, так и в процессе последующего разъединения независимо от угла наклона скважины, а переточные каналы (на чертеже не показано) центратора 22 обеспечивают беспрепятственный переток жидкости через центратор в процессе работы.

В процессе спуска устройства в скважину жидкость, находящаяся в скважине, воздействует снизу вверх на шарик 9, который поднимается с места посадки 8 и сжимает пружину 17 относительно кольцевого выступа 16, и жидкость из скважины поступает внутрь колонны труб 20, при этом место посадки 8 шарика 9 не забивается грязью и не заиливается благодаря возвратной силе пружины 17, которая стремится установить шарик 9 на место посадки 8.

После спуска устройства в заданный интервал установки производят отсоединение нижней части 2 от верхней части 1 скважинного разъединителя. Для этого доливают колонну труб 20 технологической жидкостью, например сточной водой, и создают в ней с помощью насосного агрегата (например, ЦА-320), размещенного на устье скважины, гидравлическое давление (5-6 МПа), при этом сначала разрушаются срезные элементы 11, например, давление, при котором происходит их разрушение, составляет, например 3-4 МПа, а затем узел передачи осевой нагрузки 4, который выполнен в виде отдельных плашек 4, занимающих транспортное положение и расположенных в радиальных отверстиях 12 верхней части 1 скважинного разъединителя и входящих снаружи в кольцевую проточку 6 нижней части 2, занимает рабочее положение, в котором плашки 4 перемещаются радиально внутрь под действием наружной конусной поверхности 10 седла 7, перемещаемой вниз под действием гидравлического давления внутри седла 7 и колонны труб 20.

В результате плашки 4 выходят из взаимодействия с кольцевой проточкой 6 нижней части 2, а радиальные каналы 15 седла 7 оказываются напротив кольцевого расширения 14 верхней части 1, при этом седло 7 фиксируется за верхний торец кольцевого сужения 14 верхней части 1 за счет расширения разрезного пружинного кольца 19, находящегося в кольцевой проточке 18 седла 7.

Для контроля отсоединения верхней части 1 от нижней части производят поворот колонны 20 вправо на такое количество оборотов, которое достаточно для отворота верхней части 1 от нижней часть 2, т.е. левой резьбы 21, например, на 10-15 оборотов. Это происходит благодаря шлицевому соединению 3, передающему вращение через колонну труб 20 от верхней части 1 к нижней части 2.

Приподнимают колонну труб 20 вверх примерно на 1 м, чтобы убедиться в разъединении колонны труб 20 вместе с верхней частью 1 от нижней части 2, соединенной с хвостовиком, что контролируется по резкому снижению веса на индикаторе веса (потеря веса хвостовика), поскольку хвостовик нижним торцом уперт на забой (на чертеже не показано).

При необходимости в зависимости от дальнейших технологических операций с помощью технологической жидкости производят вызов циркуляции прямой или обратной промывкой по колонне труб 20, верхнюю часть 1, радиальные каналы 15 седла 7, нижнюю часть 2, хвостовик и через межколонное пространство скважины на устье.

По окончании проведения технологических операций колонну труб 20 с верхней частью 1 извлекают из скважины. В скважине остается нижняя часть 2, оснащенная центратором 21 и соединенная с хвостовиком.

Скважинный разъединитель имеет простую конструкцию и высокую надежность в работе за счет гарантированного отсоединения нижней части от верхней с возможностью передачи осевой нагрузки и вращательного момента, а также контроля срабатывания скважинного разъединителя с устья скважины и с возможностью безаварийного прохождения внутрискважинного инструмента и оборудования сквозь нижнюю часть устройства, оставшуюся в скважине, при проведении последующих спуско-подъемных операций за счет установки центратора в нижней части.