УСТРОЙСТВО ДЛЯ УСТАНОВКИ И ГЕРМЕТИЗАЦИИ ХВОСТОВИКА ОБСАДНОЙ КОЛОННЫ В СКВАЖИНЕ

Изобретение относится к области крепления нефтяных и газовых скважин, а именно к устройствам для спуска и герметизации заколонного пространства обсадных колонн и, в частности, хвостовиков обсадных колонн.

Известно устройство для подвески и герметизации потайной обсадной колонны, включающее:

- полый корпус,

- соединенный с корпусом левой резьбой разъединитель, на поверхности вала которого выполнены наружные шлицы;

- пакер нажимного действия, эластичный уплотнитель которого взаимодействует с втулкой, подвижно установленной на корпусе и взаимодействующей внутренними шлицами с наружными шлицами разъединителя;

- якорь гидравлического действия,

- двухсекционную продавочную пробку, нижняя секция которой имеет сквозной канал и связана срезным штифтом с разъединителем, а верхняя секция взаимодействует с нижней секцией после спуска устройства с потайной обсадной колонной в скважину;

- и посадочную муфту со стоп-кольцом, взаимодействующую с продавочной пробкой (Патент РФ №2206713, Е 21 В 33/14, 17/06).

Недостатком известного устройства является низкая надежность работы, обусловленная тем, что для срабатывания механического пакера нажимного действия необходимо, чтобы наружные шлицы корпуса разъединителя, соединенного с бурильной колонной, после вращения последней на произвольное число оборотов гарантированно сместились относительно внутренних шлицов втулки пакера. При отсутствии углового смещения и совпадении шлицов вал разъединителя при спуске бурильной колонны вновь войдет внутрь втулки пакера, и последующая разгрузка бурильной колонны будет происходить по начальным виткам внутренней резьбы корпуса устройства и наружной резьбы вала. Это неминуемо приведет к их смятию и невозможности последующего свинчивания, например, для извлечения устройства на поверхность. Таким образом, возможна ситуация, когда втулка пакера не будет перемещаться вниз, сжимая уплотнитель, причем конструкция известного устройства не позволяет проконтролировать это на поверхности. Поскольку факт несрабатывания пакера и негерметичности заколонного пространства может быть выявлен лишь после ОЗЦ путем совместной опрессовки потайной и ранее спущенной обсадных колонн, то ликвидация этих последствий, возникших из-за низкой надежности известного устройства, потребует значительных трудозатрат и времени.

Кроме того, известное устройство обладает ограниченными эксплуатационными возможностями, поскольку применимо лишь с потайной обсадной колонной для ликвидации негерметичности ранее спущенной обсадной колонны и не может применяться в качестве устройства для установки и герметизации хвостовика обсадной колонны, выполненного, например, в виде фильтра, расположенного в горизонтальном участке скважины, как правило открытом, т.е. не цементируемым тампонажным раствором.

Известно устройство для установки и герметизации хвостовика обсадной колонны в скважине, включающее:

- корпус, связанную с ним транспортировочную колонну, разъединитель, пакер и якорь, помещенные в верхней части хвостовика,

- связанный с корпусом патрубок с радиальными отверстиями, образующий с хвостовиком в верхней его части кольцевую полость, гидравлически связанную с полостью патрубка через его радиальные отверстия и с узлами привода якоря, пакера и разъединителя,

- связанный с хвостовиком и расположенный под радиальными отверстиями дроссельно-запорный клапан для перекрытия внутреннего сечения патрубка при заданном расходе жидкости с заданными реологическими свойствами, включающий цилиндрическую втулку с посадочным седлом в нижней части и шток, подпружиненный относительно втулки и образующий с ней кольцевой калиброванный канал,

- причем патрубок выполнен с возможностью его извлечения из скважины с корпусом и транспортировочной колонной, а хвостовик под устройством выполнен в виде фильтровой колонны с отверстиями в верхней части для вытеснения тампонажного раствора (Патент РФ №2171366, Е 21 В 43/10, 33/14).

Недостатком известного устройства является низкая надежность работы, связанная со следующими обстоятельствами:

а) общеизвестно, что любые жидкости, закачиваемые в скважину (буровой и тампонажный растворы, буферная жидкость и пр.) имеют в своем объеме различные инородные включения, в том числе: шлам и куски лежалого цемента, обломки металла и дерева и, наконец, тканевые обрывки укрытия буровой установки, рукавиц и спецодежды. Все это в составе прокачиваемых жидкостей из емкостей циркуляционной системы может попасть в транспортировочную колонну и далее в полость патрубка известного устройства, на конце которого находится дроссельно-запорный клапан с кольцевым калиброванным каналом. Любое из перечисленных включений, обладающих размерами, несколько превосходящими величину зазора в кольцевом калиброванном канале, под усилием от перепада давления попавшее в этот зазор, может застрять в нем и не позволит закрыться дроссельно-запорному клапану, что приведет к невозможности повышения давления в полости патрубка и несрабатыванию механизмов разъединителя, пакера и якоря;

б) для срабатывания дроссельно-запорного клапана необходимо через известное устройство прокачивать жидкость (тампонажный раствор) с заданными реологическими свойствам. А это достаточно трудоемко обеспечить на поверхности даже путем предварительного выравнивания свойств тампонажного раствора во всем его объеме, достигающим порой нескольких десятков, а то и сотней кубометров, так как для этого необходимо иметь на поверхности некоторое количество емкостей с гидравлическими и механическими перемешивателями. Время работы для тщательного перемешивания всего объема жидкости может занимать несколько часов. Поскольку процесс приготовления тампонажного раствора ограничен временным фактором ввиду его схватывания, возможна ситуация, когда получение требуемых реологических свойств не будет осуществлено во всем объеме тампонажного раствора. Поэтому в случае когда через дроссельно-запорный клапан будет прокачиваться некоторый объем раствора с несколько иными свойствами, например, с большей вязкостью и удельным весом, это приведет к закрытию дроссельно-запорного клапана и преждевременному срабатыванию механизмов разъединителя, пакера и якоря.

К тому же автоматическое, без команды с поверхности, срабатывание механизмов разъединителя, пакера и якоря не обеспечивает возможности контроля этих процессов.

Суммарное воздействие этих обстоятельств приведет к тому, что устройство не сможет выполнить свое назначение, вследствие чего возникнет необходимость оперативного извлечения его из скважины для предотвращения аварии в виде прихвата, а затем после разбуривания оставшегося в скважине цементного стакана повторить операцию установки и герметизации хвостовика обсадной колонны в скважине.

Таким образом, низкая надежность известного устройства может привести к значительному повышению затрат при его эксплуатации.

Задачей изобретения является создание устройства для установки и герметизации хвостовика обсадной колонны, лишенного перечисленных недостатков.

Техническим результатом решения этой задачи является повышение надежности работы устройства для установки и герметизации хвостовика обсадной колонны и, как следствие, повышение надежности герметизации заколонного пространства над хвостовиком.

Для обеспечения этих результатов известное устройство для установки и герметизации хвостовика обсадной колонны, включающее:

- полый секционный корпус,

- разъединитель и связанную с ним транспортировочную колонну,

- пакер, в верхней части соединенный с разъединителем, а в нижней части с якорем,

- причем хвостовик под устройством выполнен в виде фильтровой колонны, в верхней части которой расположен перфорированный патрубок для вытеснения тампонажного раствора,

СОГЛАСНО ИЗОБРЕТЕНИЮ

- дополнительно содержит разбуриваемую пробку, установленную между хвостовиком и перфорированным патрубком,

- и разбуриваемый клапанно-запорный узел, установленный в нижней секции корпуса между якорем и перфорированным патрубком и включающий

- обратный клапан,

- посадочную муфту, взаимодействующую с двухсекционной продавочной пробкой, нижняя секция которой имеет сквозной канал и связана срезным штифтом с разъединителем;

- посадочную втулку, соединенную с посадочной муфтой срезным штифтом и взаимодействующую с шаром, сбрасываемым в транспортировочную колонну,

- причем разъединитель установлен на верхней секции корпуса с возможностью вращения, взаимодействуя с ней без продольного перемещения, и соединен левой резьбой с нажимной втулкой пакера, которая установлена на верхней секции корпуса с возможностью продольного перемещения и связана с ней шпоночным соединением.

На чертеже показан общий вид устройства (в исходном положении перед спуском в скважину).

Устройство содержит полый секционный корпус 1, состоящий из верхней секции 2, средней секции 3 и нижней секции 4. На верхней секции 2 установлен с возможностью вращения без продольного перемещения разъединитель 5, в нижней части осевого канала 6 которого установлена нижняя секция 7 продавочной пробки, которая имеет сквозной канал 8 и связана срезным штифтом 9 с разъединителем 5. В верхней части разъединитель 5 соединен с транспортировочной колонной 10, в которую после спуска устройства в скважину сбрасывается верхняя секция 11 продавочной пробки.

Верхняя секция 2 корпуса 1 совместно с уплотнителем 12, выполненным из эластичного материала, и нажимной втулкой 13 входят в состав пакера 14. Нажимная втулка 13 соединена с разъединителем 5 левой резьбой 15 и связана с верхней секцией 2 корпуса 1 шпоночным соединением 16, благодаря чему она имеет относительно корпуса 1 возможность только продольного перемещения (принцип винтового домкрата). Для уменьшения трения при вращении разъединителя 5 между его нижним торцом и торцом верхней секции 2 корпуса 1 установлен упорный подшипник 17.

Средняя секция 3 и нижняя секция 4 корпуса 1 совместно с поршнем 18 и клиновыми плашками 19, взаимодействующими с клиновыми направляющими 20, выполненными на средней секции 3, входят в состав якоря 21. В исходном положении поршень 18 соединен с нижней секцией 4 корпуса 1 срезным штифтом 22 и образует с ней в нижней части кольцевую полость 23, связанную с полостью 24 корпуса 1 отверстием 25.

К нижней части корпуса 1 снизу присоединен клапанно-запорный узел 26, включающий установленную в переводнике 27 посадочную муфту 28, в которой расположена посадочная втулка 29 для посыльного шара 30, соединенная с муфтой 28 срезным штифтом 31, решетку 32 и обратный клапан 33. При этом давление, необходимое для срезания штифта 31, превышает давление, необходимое для срезания штифта 22.

К нижнему концу переводника 27 посредством вставки необходимой длины из труб 34 присоединен перфорированный патрубок 35, под которым установлена разбуриваемая пробка 36, соединенная с хвостовиком 37. Длина труб 34 выбирается из расчета, чтобы хвостовик 37 в виде фильтровой колонны располагался в открытом стволе скважины в интервале продуктивного пласта (не показан), эксплуатируемого открытым способом, а верхняя часть заявляемого устройства, находящаяся над трубами 34, располагалась в обсадной колонне (не показана).

Заявляемое устройство работает следующим образом.

В положении, показанном на чертеже, устройство без верхней секции 11 продавочной пробки и посыльного шара 30 на транспортировочной колонне 10 спускают в скважину, периодически производя долив жидкости в трубы колонны 10. После установки хвостовика 37 в необходимый интервал в колонну 10 сбрасывают посыльный шар 30, который после посадки на седло посадочной втулки 29 отделяет полость 24 корпуса 1 от полости переводника 27, расположенной под посадочной втулкой 29. Затем на поверхности включают насос (не показан), нагнетая жидкость и повышая давление в колонне 11 и связанной с ней полости 24 корпуса 1.

Одновременно с этим будет повышаться давление в кольцевой полости 23, образованной нижней секцией 4 и поршнем 18 и связанной с полостью 24 отверстием 25, и создаваться усилие, воздействующее на поршень 18. При некоторой величине этого усилия срезается штифт 22, и поршень 18 якоря 21, перемещаясь вверх, будет перемещать соединенные с ним плашки 19 по клиновым направляющим 20 нижней секции 4, выдвигая плашки 19 за наружный диаметральный габарит корпуса 1 до контакта и сцепления с внутренней поверхностью металлической трубы обсадной колонны. При дальнейшем нагнетании жидкости и повышении давления на втулке 29 клапанно-запорного узла 26 возникает усилие, срезающее штифт 31. Втулка 29, переместившись вниз, в полость решетки 32, обеспечит возможность циркуляции нагнетаемой жидкости через отверстие посадочной муфты 28, отверстия решетки 32, отверстие отжимаемого вниз обратного клапана 33 и отверстия патрубка 35 в ствол скважины.

На поверхности момент среза штифтов 22 и 31 и срабатывание якоря 21 будет отмечаться повышением давления на манометре, регистрирующем давление нагнетания жидкости насосом в транспортировочную колонну 10, а перемещение втулки 29 и гидравлическое сообщение полости 24 корпуса 1 и ствола скважины будет отмечаться падением давления и циркуляцией жидкости из скважины. Далее производят спуск транспортировочной колонны 10 и корпуса 1, связанного с последней посредством разъединителя 5, вниз относительно неподвижных плашек 19, проверяя надежность срабатывания якоря 21. При этом одновременно увеличивается сцепление плашек 19 с трубой обсадной колонны, поскольку при перемещении корпуса 1 вниз, а следовательно, и расположенных на средней секции 3 клиновых направляющих 20, последние, воздействуя на клиновые плашки 19, будут увеличивать усилие их врезания в стенку трубы обсадной колонны.

Таким образом, дополнительное снабжение заявляемого устройства клапанно-запорным узлом 26 обеспечивает возможность контроля процесса срабатывания якоря 21, что увеличивает надежность работы заявляемого устройства по сравнению с прототипом.

Последующим нагнетанием насосом с поверхности необходимого объема тампонажного раствора производят цементирование ствола скважины в интервале от продуктивного пласта, т.е. от хвостовика 37 до верхней части заявляемого устройства, т.е. до верхнего торца разъединителя 5. После закачки тампонажного раствора в транспортировочную колонну 10 посылают верхнюю секцию 11 продавочной пробки и перемещают ее нагнетанием буферной жидкости по колонне 10 до посадки в нижнюю секцию 7 продавочной пробки. При этом тампонажный раствор вытесняется верхней секцией 11 из транспортировочной колонны 10 через осевой канал 6 разъединителя 5, сквозной канал 8 нижней секции 7, полость 24 корпуса 1, отверстие посадочной муфты 28, отверстия решетки 32, отверстие отжимаемого вниз обратного клапана 33 и отверстия патрубка 35 в ствол скважины. При этом пробка 36 предотвратит попадание тампонажного раствора в полость хвостовика 37, выполненного в виде фильтровой колонны, и, следовательно, в интервал продуктивного пласта открытого ствола скважины, что позволит сохранить проницаемость коллектора и обеспечит повышение дебита скважины.

После стыковки секций 11 и 7 продавочной пробки и перекрытия сквозного канала 8 в транспортировочной колонне 10 и осевом канале 6 произойдет повышение давления, усилием от которого будет срезан штифт 9. После чего объединенная продавочная пробка, состоящая из секций 11 и 7, вытесняя тампонажный раствор из полости 24 корпуса 1, будет перемещаться вниз до стыковки с посадочной муфтой 28, перекрывая ее канал. В результате этого в транспортировочной колонне 10 и в полости корпуса 1 возрастет давление, что будет регистрироваться на поверхности манометром насоса, нагнетающим жидкость в транспортировочную колонну 10, в результате чего насос выключают.

Для более надежной герметизации кольцевого пространства между устройством и обсадной колонной приводят в действие пакер 14, для чего вращают транспортировочную колонну 10 с разъединителем 5 по часовой стрелке. В результате этого нажимная втулка 13, соединенная с разъединителем 5 левой резьбой, а с верхней секцией 2 корпуса 1 шпоночным соединением 16, будет свинчиваться с разъединителя 5 и продольно перемещаться вниз, сжимая эластичный уплотнитель 12. Уплотнитель 12, расширяясь, войдет в контакт со стенкой обсадной колонны, вытесняя тампонажный раствор из кольцевого пространства между уплотнителем 12 и стенкой обсадной колонной. При этом восприятие осевого усилия от веса транспортировочной колонны 10 при вращении разъединителя 5 и снижение трения на взаимодействующих между собою торцах последнего и верхней секции 2 корпуса 1 осуществляется упорным подшипником 17. При этом процесс перемещения нажимной втулки 13 вниз при вращении разъединителя 5 будет регистрироваться на поверхности уменьшением показаний индикатора веса транспортировочной колонны 10. Это позволяет контролировать как процесс сжатия уплотнителя 12, т.е. срабатывание узла пакера 14, так и процесс отсоединения транспортировочной колонны 10 от заявляемого устройства, т.е. срабатывание узла разъединителя 5. После полного свинчивания нажимной втулки 13 с разъединителя 5 произойдет их рассоединение, что контролируется подъемом транспортировочной колонны 10 с разъединителем 5 вверх и увеличением показаний индикатора веса.

Таким образом, введение в узел пакера 14 нажимной втулки 13, соединенной с разъединителем 5 левой резьбой, а с верхней секцией 2 корпуса 1 шпоночным соединением 16, обеспечивает как одновременность процессов отсоединения транспортировочной колонны 10 от устройства и срабатывания узла пакера 14. Причем эти процессы контролируются на поверхности, что увеличивает надежность работы заявляемого устройства по сравнению с прототипом.

Включением на поверхности насоса осуществляют циркуляцию жидкости через транспортировочную колонну 10, вымывая остатки тампонажного раствора над устройством, после чего транспортировочную колонну 10 с разъединителем 5 извлекают из скважины.

Далее, после затвердевания тампонажного раствора и образования цементного камня в кольцевом пространстве между устройством и стволом скважины, в нее спускают бурильную колонну с долотом и разбуривают секции 11 и 7 продавочной пробки, посадочную муфту 28, посадочную втулку 29, решетку 32, обратный клапан 33 и пробку 36, обеспечивая соединение полости 24 корпуса 1 с полостью хвостовика 37. После этого бурильную колонну с долотом извлекают из скважины.

Таким образом, совокупность отличительных признаков заявляемого устройства обеспечивает по сравнению с прототипом возможность контроля в режиме реального времени работы всех узлов устройства и оперативного управления с поверхности всеми операциями по установке устройства в скважине, что способствует повышению надежности работы заявляемого устройства.