Результат интеллектуальной деятельности: ОБОРУДОВАНИЕ УСТЬЯ СКВАЖИНЫ С ДОПОЛНИТЕЛЬНОЙ ОБСАДНОЙ КОЛОННОЙ

Предложение относится к нефтедобывающей промышленности, а именно к оборудованию устья нефтяных и газовых скважин, применяемому в комплексе с дополнительной обсадной колонной на скважинах, обсадные колонны которых пришли в негодность.

Известно оборудование устья скважины (Абдрахманов Г.С. Бурение нефтяных и газовых скважин. - М.: Недра, 1969, с.253, рис.159), содержащее колонные головки, каждая из которых включает нижний и верхний опорный фланцы, стальную прокладку и крепежные элементы.

Наиболее близким по технической сущности к предлагаемому является оборудование устья скважины (Амиров А.Д. и др. Капитальный ремонт нефтяных и газовых скважин. - М.: Недра, 1975, с.54, рис.11.2), содержащее колонные головки, каждая из которых включает нижний и верхний опорные фланцы, стальную прокладку, технологический канал, канал для стравливания газа с запорными устройствами и крепежные элементы.

При использовании на скважине нескольких колонн, соответственно, используют и несколько колонных головок. Оборудование устья получается сложным по конструкции, громоздким, особенно по высоте, и металлоемким. Эти недостатки свойствены оборудованию как по аналогу, так и прототипу.

Задачей изобретения является создание оборудования, имеющего меньшие габариты и металлоемкость и более упрощенную конструкцию.

Указанная задача решается предлагаемым оборудованием устья скважины с дополнительной обсадной колонной, содержащее колонную головку, включающую нижний и верхний опорные фланцы, основную стальную прокладку, технологический канал и канал для стравливания газа с запорными устройствами и крепежные элементы.

Новым является то, что колонная головка снабжена промежуточным опорным фланцем, установленным между верхним и нижним опорными фланцами, дополнительной стальной прокладкой и переводником, соединенным с промежуточным опорным фланцем, причем внутренняя поверхность свободного конца переводника выполнена с резьбой и имеет диаметр, равный наружному диаметру дополнительной обсадной колонны, а технологический канал и канал для стравливания газа с установленными в них запорными устройствами выполнены в верхнем опорном фланце и соединены с межтрубным пространством между насосно-компрессорными трубами (НКТ) и дополнительной обсадной колонной (ДОК).

На фиг. 1 изображено предлагаемое оборудование устья скважины; на фиг. 2 - верхняя часть пакерующего устройства, применяемая в комплексе с предлагаемым оборудованием; на фиг. 3 - нижняя часть пакерующего устройства, применяемая в комплексе с предлагаемым оборудованием.

Оборудование устья (фиг.1) состоит из нижнего опорного фланца 1, с которым соединена обсадная колонна 2, промежуточного опорного фланца 3, соединенного с переводником 4, а последний, в свою очередь, соединен с дополнительной обсадной колонной 5, верхнего опорного фланца 6, выполненного с технологическим каналом 7 и каналом для стравливания газа 8, в первом из которых установлен вентиль 9, а во втором - игольчатый вентиль 10. Между опорными фланцами установлены стальные прокладки 11 и 12. Для контроля межтрубного пространства между обсадной колонной 2 и ДОК 5 установлен вентиль высокого давления 13 с манометром. Опорные фланцы соединены между собой крепежными элементами 14.

Оборудование устья скважины используется в комплексе с пакерующим устройством (фиг.2 и 3) (на него составлена самостоятельная заявка).

Верхняя часть пакерующего устройства (фиг.2) состоит из корпуса 15, на котором на наружной поверхности установлен подвижный цилиндр 16, образующий с корпусом и уступом 17 гидрокамеру 18, соединенную через радиальные отверстия 19 с внутритрубным пространством 20. Между цилиндром 16 и соединенным с ним конусным наконечником 21 установлено стопорное кольцо 22. На корпусе также установлены эластичная манжета 23 и опора 24 со срезным элементом 25. Цилиндр 16 срезным элементом 26 соединен с переводником 27, с которым, в свою очередь, соединен корпус 15. Последний снабжен зубчатыми насечками 28.

Нижняя часть пакерующего устройства (фиг.3) состоит из корпуса 29 с надетым на него подвижным цилиндром 30 с клиновидным наконечником 31 и стопорным кольцом 32, эластичной манжеты 33, опоры 34 со срезным элементом 35 и навернутой на конце корпуса опоры 36. Корпус 29 выполнен с продольными сквозными пазами 37 и зубчатыми насечками 38. Внутри корпуса 29 установлено подвижное седло 39 (обратного клапана), соединенное через срезной элемент 40 с подвижным цилиндром 30. Последний, с помощью срезного элемента 41, соединен с переводником 42, а он, в свою очередь, - с корпусом 29. Сопрягаемые поверхности снабжены уплотнительными элементами 43.

Корпус 15 соединен с переводником 42 нижнего пакера.

Установка оборудования устья и пакерующего устройства на скважине осуществляется следующим образом.

На опорный фланец 1 устанавливают стальную прокладку 12. Во внутрь обсадной колонны 2, которая является не пригодной для дальнейшей эксплуатации, спускают дополнительную обсадную колонну 5 с пакерующим устройством на конце с таким расчетом, чтобы оно находилось на расстоянии 15-20 м от продуктивного пласта. На верхний конец ДОК 5 наворачивают переводник 4 с промежуточным опорным фланцем 3 и сажают на опорный фланец 1. Затем устанавливают стальную прокладку 11, сажают верхний опорный фланец 6 и закрепляют фланцы между собой крепежными элементами 14.

Во внутрь ДОК 5 бросают шар 44, который садится на седло 39. На верхний фланец 6 наворачивают головку (не указано) и внутри ДОК 5 создают повышенное давление, под действием которого подвижные цилиндры 16 и 30 пакеров перемещаются вниз (при этом срезные элементы 26 и 41 разрушаются) и прижимают эластичные манжеты 23 и 33 к стенкам обсадной колонны 2.

Процесс запакеровки продолжается до тех пор, пока седло 39 не разрушит срезные элементы 40, в результате чего оно упадет на забой скважины, а стопорные кольца 22 и 32 зацепятся за зубчатые насечки 28 и 38. Процесс запакеровки окончен.

После этого систему проверяют на герметичность. Седло 39 изготовлено из чугуна и при необходимости может быть разбурено. Если надо поднять пакерующее устройство, делают натяжку ДОК 5, срезные элементы 25 и 35 при этом разрушаются, подвижные цилиндры 16 и 30 выходят из соприкосновения с эластичными манжетами, после чего последние отходят от обсадной колонны 2.

После запакеровки головку отворачивают, снимают верхний фланец 6 и во внутрь ДОК 5 на НКТ 45 спускают необходимое оборудование для дальнейшей эксплуатации скважины, например штанговый скважинный насос, ставят опять верхний фланец 6, закрепляют крепежными элементами и устанавливают устьевой сальник (не показан).

Канал 7 предназначен для проведения технологических мероприятий, таких как промывка, глушение и других работ, канал 8 - для стравливания газа, накапливающегося в межтрубном пространстве между НКТ и ДОК при эксплуатации скважины.

Предлагаемое оборудование устья скважины значительно проще по конструкции, менее громоздко и, следовательно, менее металлоемко.