КЛАПАН ОБРАТНЫЙ ПОВОРОТНЫЙ ОБСАДНОЙ КОЛОННЫ

Полезная модель «Конструкция клапана обратного поворотного обсадной колонны» относится к области бурения нефтяных и газовых скважин, а именно к оснастке обсадных колонн. Клапан входит в состав скважинного оборудования для осуществления вертикального, наклонно-направленного и горизонтального бурения скважин с вскрытием продуктивного пласта на депрессии и устанавливается в нижней части обсадной колонны диаметром 168 мм при спуске ее в ствол скважины.
Известен устанавливаемый в обсадной колонне проходной клапан-отсекатель по патенту РФ №2190083. Указанный клапан-отсекатель состоит из верхнего и нижнего клапанов-отсекателей и гидравлического полнопроходного пакера с якорными устройствами. Вышеописанный проходной клапан-отсекатель имеет проходное отверстие, близкое или равное проходному отверстию пакера (~60 мм) и не может быть применен для бурения скважины и спуска хвостовика диаметром более 60 мм. Это обусловлено тем, что этот клапан-отсекатель устанавливается внутри эксплуатационной колонны при помощи соединенного с ним проходного пакера.
Известен стационарный проходной клапан-отсекатель (патент на изобретение №2250354 РФ).
Недостатком этого клапана-отсекателя является отсутствие возможности спуска бурильного инструмента диаметром более 119 мм для дальнейшего углубления скважины из-за малого диаметра проходного отверстия клапана-отсекателя.
Известен зарубежный аналог клапан QuickTrip™ по патенту USA №6,152,232, взятый за прототип.
Клапан QuickTrip™ не удовлетворяет требованиям по внешнему и внутреннему (проходному) диаметрам, а также присоединительным размерам к обсадной колонне диаметром 168 мм, что ограничивает область его применения в РФ.
Технической задачей настоящей полезной модели является обеспечение надежного отсечения продуктивного пласта в случае, когда давление гидростатического столба жидкости ниже пластового, возможности спуска бурильного инструмента диаметром до 146 мм в скважину с проходом через клапан, проведение ремонтных и исследовательских работ выше клапана без глушения скважины.
Результат достигается за счет конструкции клапана с поворотным запорным устройством, уплотняющимся по сложной синусоидальной поверхности. Седло и запорный элемент предохраняются от постоянного динамического воздействия среды, находясь в открытом состоянии. Управление клапаном осуществляется механическим способом с помощью оснастки бурильной колонны или колонны насосно-компрессорных труб без дополнительных спускоподъемных операций (СПО). Форма внутренних втулок позволит обеспечить требуемый диаметр проходного отверстия.
Сущность полезной модели заключается в увеличении диаметра проходного сечения клапана и использовании поворотного запорного устройства со сложной синусоидальной уплотняющейся поверхностью, что позволяет использовать породоразрушающий инструмент большего диаметра, применять расширенный спектр технологического оборудования при строительстве скважины. Использование заявляемой полезной модели позволит увеличить протяженность горизонтального участка (в том числе ответвлений) ствола скважины (по сравнению с аналогичными клапанами-отсекателями) за счет большего проходного размера и тем самым увеличить дебит нефти.
Предлагаемая полезная модель поясняется графическими изображениями.
На фиг. 1 показан продольный разрез клапана обратного поворотного в положении ”Закрыто”.
На фиг. 2 - продольный разрез клапана обратного поворотного в положении ”Открыто”.
На фиг. 3 показан клапан обратный поворотный смонтированный в обсадной колонне.
На фиг. 4 показан продольный разрез управляющего устройства.
Клапан обратный поворотный (фиг. 1 и фиг. 2) состоит из корпуса затвора 1, соединенного в верхней части резьбовым соединением с корпусом 2, в котором в нижней части на шарнирном соединении 3 установлен затвор 4 с седлом 5, и пружиной 6. Верхняя часть корпуса 2 соединена резьбовым соединением с корпус-муфтой 7. Внутрь корпуса 2 вставляется рабочая втулка 8, которая имеет возможность продольного перемещения относительно внутренней поверхности корпуса 2. В рабочую втулку 8 вставляется управляющая втулка 9. Рабочая втулка 8 имеет ступенчатую наружную цилиндрическую форму, верхняя часть больший наружный диаметр, чем нижний, благодаря чему, рабочая втулка 8 вместе с телескопически вставленной управляющей втулкой 9 может телескопически перемещаться относительно корпуса 2 до посадочного места А внутри корпуса 2. Верхняя часть корпус-муфты 7 соединена с нижней частью корпус-ниппеля 10, в которую вставлена управляющая втулка 9. В закрытом положении втулки 9 и 8 удерживаются на седле клапана и самом клапане за счет цанги управляющей втулки 9 зацепляющийся за корпус-ниппель 10 (посадочное место Б), упорного кольца 11 и давления водонефтяной эмульсии создаваемой пластовым давлением указанной жидкости.
Во избежание раскручивания резьбового соединения корпуса затвора 1 и корпуса 2 установлены фиксирующие винты 12. Транспортировочные винты 13, соединяющие управляющую втулку 9 и корпус-ниппель 10, фиксируют управляющую втулку 9 в крайнем верхнем положении и срезаются при первом проходе бурильного инструмента через клапан.
Герметичное отсечение потока среды обеспечено посадкой затвора 4 в седло 5 при повороте в шарнирном соединении 3 под действием пружины 6.
Верхняя часть корпус-ниппеля 7 соединяется переводником с обсадной трубой (на фиг. 1 и фиг. 2 не показана) эксплуатационной колонны, а нижняя часть корпуса затвора 1 соединяется с эксплуатационной колонной переводником (на фиг. 1 и фиг. 2 не показан).
Клапан обратный поворотный работает следующим образом.
При спуске эксплуатационной колонны в нужном интервале (обычно 50 м от башмака колонны) устанавливается клапан обратный поворотный в открытом положении (затвор 4 открыт). Свинчивание с трубами обсадной колонны обеспечивается сверху с корпус-ниппелем 10, снизу с корпусом затвора 1.
При спуске эксплуатационной колонны в скважину в начале спускается башмак колонны и обратный клапан, затем 50…100 м труб и затем клапан обратный поворотный в сборе, свинченный со спущенными обсадными трубами и затем верхняя часть колонны.
После спуска и установки эксплуатационной колонны производится цементирование затрубного пространства по принятой технологии. Далее производится спуск бурильного инструмента с целью дальнейшего углубления скважины из-под колонны как показано на фиг. 3. В компоновку бурильной колонны включается управляющее устройство 14 (фиг. 4) на котором на срезающих винтах 15 установлено управляющее кольцо 16. При прохождении бурильной колонны клапана обратного поворотного управляющее кольцо 16 зацепляется с управляющей втулкой 9 (фиг. 1 и фиг. 2) за счет конусной формы втулки 9. Управляющая втулка 9 под действием веса бурильного инструмента перемещается с рабочей втулкой 8 вниз до посадочного места А, открывая затвор 4. При определенном усилии происходит срезание винтов 15, после чего колонна бурильных труб продолжает углубление, а управляющее кольцо 16 (фиг. 4) остается зажатым в цанге управляющей втулки 9 (фиг. 1 и фиг. 2). При подъеме бурильной колонны управляющее устройство 14 входит в зацепление с управляющим кольцом 16 (посадочное место В), зажатом в цанге управляющей втулки 9 и поднимает ее вверх до посадочного места Б, где цанга разжимается и управляющее кольцо 16 вместе с управляющим устройством 14 поднимаются на поверхность. Перед следующим спуском бурильной колонны срезающие винты 15 заменяются на новые.
Энергия для открытия клапана обеспечивается весом бурильной колонны, колонной насосно-компрессорных труб или создания гидравлического давления в колонне при нахождении долота над затвором.
Энергия для закрытия клапана обеспечивается буровой лебедкой при подъеме бурильной колонны, пружиной и потоком среды. Технико-экономическая или иная эффективность:
1. Увеличение срока службы устьевого герметизирующего оборудования, т.к. при подъеме инструмента выше клапана не требуется герметизировать пространство на устье за бурильными трубами;
2. Отсутствие необходимости глушения скважины по окончании процесса бурения;
3. Увеличение дебита скважины на начальном этапе разработки, т.к. отсутствует воздействие жидкости глушения на прискважинную зону пласта.