УСТРОЙСТВО ДЛЯ ЦЕМЕНТИРОВАНИЯ ХВОСТОВИКА В СКВАЖИНЕ
DEVICE FOR CEMENTING SHANK IN WELL

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 на полезную модель RU №44348, E21B 33/14, опубл. в 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 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.
Также известно «Устройство для цементирования хвостовика в скважине» (патент RU №2289677, 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 втулки, цилиндрической эластичной манжеты 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.
Наиболее близким по технической сущности и достигаемому результату является «Устройство для цементирования хвостовика в скважине» (патент на полезную модель RU №72715, МПК 8 E21B 17/06; 43/10, опубл. в бюл. №35 от 20.12.2006 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, 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, технологический процесс по цементированию хвостовика осуществляется за две спуско-подъемные операции (СПО): первая СПО - спуск хвостовика на колонне НКТ, отсоединение хвостовика от колонны НКТ с последующим подъемом последней на устье скважины; вторая СПО - спуск колонны заливочных труб с ниппелем на конце, цементирование хвостовика, подъем колонны заливочных труб;
- во-вторых, длительность технологического процесса цементирования хвостовика ведет к увеличению продолжительности времени ремонта и, как следствие, возрастают материальные и финансовые затраты в целом на ремонт скважины.
Задачей изобретения является возможность проведения технологического процесса по цементированию хвостовика за одну СПО, а также сокращение времени на осуществление технологического процесса по цементированию хвостовика и, как следствие, сокращение материальных и финансовых затрат в целом на ремонт скважины.
Поставленная задача решается устройством для цементирования хвостовика в скважине, включающим хвостовик, колонну насосно-компрессорных труб (НКТ), разъединитель, соединяющий между собой верхнюю часть хвостовика и нижнюю часть колонны НКТ, выполненный в виде стыковочного узла, состоящего из воронки, размещенной на верхнем конце хвостовика, и внутреннего освобождающегося ловителя с фиксаторами, установленного на нижнем конце колонны НКТ, при этом разъединение стыковочного узла происходит путем сбрасывания с устья скважины внутрь колонны НКТ шара и созданием гидравлического давления в колонне 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, ниппель с заливочными трубами снизу, имеющий возможность герметичного взаимодействия с воронкой стыковочного узла.
Новым является то, что во внутреннем освобождающемся ловителе герметично размещена подвижная втулка, зафиксированная в исходном положении срезным винтом, седло для посадки шара выполнено в нижней части подвижной втулки, а выше и ниже седла для посадки шара выполнены соответственно верхний и нижний ряды радиальных отверстий, герметично разобщенные в исходном положении и имеющие возможность сообщения между собой после перемещения подвижной втулки вниз и взаимодействия с ограничителем хода подвижной втулки посредством кольцевого расширения, выполненного на внутренней поверхности в нижней части ловителя, при этом фиксатор стыковочного узла выполнен в виде цанги, размещенной на наружной поверхности ловителя, и фиксирующих шариков, вставленных в сквозные отверстия, выполненные в ловителе, причем в исходном положении выступы цанги изнутри поджаты к кольцевому пазу, выполненному на внутренней поверхности воронки цилиндрической выборкой, выполненной на наружной поверхности ловителя, при этом фиксирующие шарики снаружи поджаты внутренней кольцевой проточкой цанги, а изнутри подвижной втулкой, имеющей возможность в рабочем положении ограниченного осевого перемещения вниз с последующим выпадением фиксирующих шариков в цилиндрическую проточку, выполненную на наружной поверхности ловителя и осевого перемещения вниз ловителя относительно цанги с возможностью выхода выступов цанги из взаимодействия с наружной цилиндрической выборкой ловителя и освобождением цанги от заневоливания, причем ниппель ввернут в нижний конец ловителя.
На фиг.1 в продольном разрезе изображена верхняя часть предлагаемого устройства.
На фиг.2 в продольном разрезе изображена нижняя часть предлагаемого устройства.
Устройство для цементирования хвостовика в скважине состоит из хвостовика 1 (см. фиг.1), колонны насосно-компрессорных труб (НКТ) 2, разъединителя 3, соединяющего между собой верхнюю часть хвостовика 1 и нижнюю часть колонны НКТ 2. Клапанный узел 4 соединен с нижней частью хвостовика 1 и состоит из верхнего 5 и нижнего 6 корпусов, в которых установлены друг над другом два подпружиненных обратных клапана 7 и 8 соответственно, при этом клапанный узел 4 снизу соединен с башмаком 9, оснащенным фильтром 10, причем на нижний конец башмака 9 навернута алюминиевая заглушка 11.
Разъединитель 3 (см. фиг.1 и 2) выполнен в виде стыковочного узла, состоящего из воронки 12, размещенной на верхнем конце хвостовика 1, и внутреннего освобождающегося ловителя 13 (в дальнейшем ловитель) с фиксаторами 14, установленного на нижнем конце колонны НКТ 2. Ниппель 15 ввернут в нижний конец ловителя 13.
Ниппель 15 с заливочными трубами 16 снизу имеет возможность герметичного взаимодействия с воронкой 12 стыковочного узла.
Во внутреннем освобождающемся ловителе 13 герметично размещена подвижная втулка 17, зафиксированная в исходном положении срезным винтом 18.
Седло 19 для посадки шара 20 выполнено в нижней части подвижной втулки 17, а выше и ниже седла 19 для посадки шара 20 выполнены соответственно верхний 21 и нижний 22 ряды радиальных отверстий, герметично разобщенные в исходном положении и имеющие возможность сообщения между собой после перемещения подвижной втулки 17 вниз и взаимодействия с ограничителем хода 23 подвижной втулки 17 посредством кольцевого расширения 24, выполненного на внутренней поверхности в нижней части ловителя 13. Ограничитель хода 23, выполненный на нижнем конце ловителя 13, имеет диаметр d, меньший, чем наружный диаметр D подвижной втулки 17.
Фиксатор 14 стыковочного узла выполнен в виде цанги 25, размещенной на наружной поверхности ловителя 13, и фиксирующих шариков 26, вставленных в сквозные отверстия 27, выполненные в ловителе 13.
В исходном положении выступы 28 цанги 25 изнутри поджаты к кольцевому пазу 29, выполненному на внутренней поверхности воронки 12 цилиндрической выборкой 30, выполненной на наружной поверхности ловителя 13.
Фиксирующие шарики 26 снаружи поджаты внутренней кольцевой проточкой 31 цанги 25, а изнутри - подвижной втулкой 17, имеющей возможность в рабочем положении ограниченного осевого перемещения вниз с последующим выпадением фиксирующих шариков 26 в цилиндрическую проточку 32, выполненную на наружной поверхности ловителя 13, и осевого перемещения вниз ловителя 13 относительно цанги 25 с возможностью выхода выступов 28 цанги 25 из взаимодействия с наружной цилиндрической выборкой 30 ловителя 13 и освобождением цанги 25 от заневоливания.
Герметичное взаимодействие ниппеля 15 с воронкой 12 обеспечивают уплотнительные элементы 33. Герметичность остальных сопрягаемых деталей в процессе работы устройства обеспечивают уплотнительные кольца 34, 35.
Устройство работает следующим образом.
Сначала устройство для цементирования хвостовика в скважине, как показано на фиг.2, монтируют в скважине (на фиг.1 и 2 не показано). Для этого сначала доливают скважину технологической жидкостью, после чего спускают в нее одну трубу хвостовика 1 (см. фиг.2), оснащенную снизу башмаком 9 с фильтром 10 и алюминиевой заглушкой 11, а также клапанным узлом 4.
3
Закачкой технологической жидкости, например пластовой воды плотностью ρ=1180 кг/м, в межколонное пространство скважины (на фиг.2 не показано) производят опрессовку клапанного узла 4, то есть проверяют под ожидаемым давлением на клапанный узел 4 после продавки цементного раствора в межколонное пространство скважины герметичность работы обратных клапанов 7 и 8, при этом пропуски не допускаются.
Убедившись в герметичности клапанного узла 4, производят полный спуск хвостовика 1 в скважину с доливом в него технологической жидкости.
Затем в хвостовик 1 (см. фиг.1 и 2) спускают заливочные трубы 16, оснащенные сверху ниппелем 15, причем заливочные трубы 16 должны быть расчетной длины в зависимости от длины хвостовика 1, а их нижний конец должен находиться на 5-10 м выше клапанного узла 4 и оборудован центратором (на фиг.1, 2 не показано).
Далее на нижний конец ловителя 13 (см. фиг.1 и 2) наворачивают ниппель 15 с заливочными трубами 16, при этом ниппель 15 должен вступить в герметичное взаимодействие посредством уплотнительных элементов 33 с воронкой 12 стыковочного узла. Далее, убедившись в герметичности хвостовика, приступают к сборке стыковочного узла. Для этого на нижний конец первой трубы НКТ 2, спускаемой в скважину посредством муфты 36, наворачивают внутренний освобождающийся ловитель 13.
Спускают хвостовик 1 на колонне НКТ 2 до упора алюминиевой заглушки 11 хвостовика 1 в забой (на фиг.1 и 2 не показано). Производят полную разгрузку колонны НКТ 2 (см. фиг.1 и 2) с соединенным с ней хвостовиком 1 на забой скважины. Далее, убедившись в том, что нижний конец хвостовика 1 достиг забоя, приподнимают колонну НКТ 2 на 1,5-2 м до набора собственного веса колонны НКТ 2 и хвостовика 1.
Затем сбрасывают с устья скважины в колонну НКТ 2 шар 20, который садится сверху на седло 19, выполненное в виде кольцевого сужения в подвижной втулке 17.
На устье (на фиг.1 и 2 не показано) обвязывают нагнетательную линию насосного агрегата (на фиг.1 и 2 не показано) любой известной конструкции, например ЦА-320 с колонной НКТ 2 (см. фиг.1 и 2).
Производят заполнение внутренних полостей подвижной втулки 17 и колонны НКТ 2 технологической жидкостью, после чего создают в колонне НКТ 2 избыточное гидравлическое давление. Под действием избыточного давления расчетной величины, например 5,0 МПа, достаточного для разрушения срезного винта 18, происходит разрушение последнего и подвижная втулка 17 перемещается вниз.
Перемещение подвижной втулки 17 вниз происходит до тех пор, пока она своим нижним торцом не вступит во взаимодействие с ограничителем хода 23 ловителя 13, а верхний 21 и нижний 22 ряды радиальных отверстий не сообщатся между собой посредством кольцевого расширения 24.
В результате гидравлическое давление в колонне НКТ 2 падает, о чем свидетельствует падение давления до нуля на манометре насосного агрегата, установленного на устье скважины.
Одновременно с этим цилиндрическая проточка 32, выполненная на наружной поверхности подвижной втулки 17 вследствие перемещения последней оказывается напротив фиксирующих шариков 26, которые выходят из взаимодействия с внутренней кольцевой проточкой 31 цанги 25 и выпадают в наружную цилиндрическую проточку 32 подвижной втулки 17.
Вновь разгружают колонну труб вниз, при этом сначала хвостовик 1 с фильтром 10 упирается в забой скважины и соединенная с хвостовиком 1 сверху воронка 12 стыковочного узла с цангой 25 остаются неподвижными, а при последующей разгрузке происходит осевое перемещение ловителя 13 вниз относительно остающейся неподвижной цанги 25, и в определенный момент выступы 28 цанги 25 выходят из взаимодействия с наружной цилиндрической выборкой 30 ловителя 1 и освобождаются от кольцевого паза 29 воронки 12. Выступы 28 цанги 25 прижимаются к наружной поверхности ловителя 13 выше ее наружной цилиндрической выборки 30.
Далее приподнимают колонну труб на 1-2 м, при этом потеря веса хвостовика 1 с фильтром 10 на индикаторе веса, установленном на устье скважины, свидетельствует о том, что нижняя часть устройства отсоединилась от верхней, т.е. процесс разъединения контролируется с устья скважины.
И вновь спускают колонну НКТ до упора торца цанги 25 в верхний торец воронки 12 стыковочного узла, производят частичную разгрузку колонны НКТ 2 на хвостовик 1, например, на 50-60 кН, что контролируется по индикатору веса, при этом герметичное взаимодействие ниппеля 15 с воронкой 12 обеспечивают уплотнительные элементы 33.
Производят вызов циркуляции прямой промывкой - закачкой технологической жидкости в колонну НКТ 2 через внутреннее пространство подвижной втулки 17 и ее верхний 21 и нижний 22 ряды радиальных отверстий, сообщающихся между собой посредством кольцевого расширения 24, и далее в заливочные трубы 16, откуда технологическая жидкость по межколонному пространству скважины (на фиг.1 и 2 не показано) поднимается на устье скважины.
Убедившись в наличии циркуляции, в заливочные трубы 16 (см. фиг.1 и 2) по колонне НКТ 2 через внутреннее пространство подвижной втулки 17 и ее верхний 21 и нижний 22 ряды радиальных отверстий, сообщающихся между собой посредством кольцевого расширения 24, закачивают расчетное количество цементного раствора и продавливают его жидкостью продавки в межколонное пространство скважины.
После закачки цементного раствора в межколонное пространство скважины производят подъем колонны заливочных труб 16 посредством колонны НКТ 2 на 10-15 м, при этом ниппель 15 выходит из герметичного взаимодействия с воронкой 12, после чего прямой промывкой технологической жидкости производят срезку излишков цементного раствора.
Затем все детали устройства, соединенные с колонной НКТ 2, извлекаются на поверхность за исключением воронки 12, которая вместе с зацементированным хвостовиком 1 остается в скважине.
Благодаря сообщающимся между собой верхним 21 и нижним 22 рядам радиальных отверстий, выполненных в подвижной втулке 17, посредством кольцевого расширения 24 в процессе подъема (извлечения) колонны труб (колонны НКТ 2 и заливочных труб 16) из скважины технологическая жидкость из колонны НКТ 2 не переливается на устье, а перетекает в межколонное пространство скважины.
Далее скважину оставляют на ожидание затвердевания цемента (ОЗЦ) за хвостовиком 1. По окончании времени ОЗЦ клапанный узел 4 и алюминиевая заглушка 11 разбуриваются.
Предлагаемое устройство для цементирования хвостовика в скважине позволяет произвести технологический процесс по цементированию хвостовика за одну спуско-подъемную операцию, что позволяет сократить продолжительность технологического процесса по цементированию хвостовика и, как следствие, сократить материальные и финансовые затраты в целом на ремонт скважины.