УСТРОЙСТВО ДЛЯ РАЗЪЕДИНЕНИЯ ТРУБ ПРИ УСТАНОВКЕ ТАМПОНАЖНОГО МОСТА В СКВАЖИНЕ

Полезная модель относится к нефтегазовой промышленности, преимущественно к устройствам, входящим в компоновку напорной колонны труб при установке разделительного тампонажного моста в скважине. Наибольшее применение найдет в бурении, эксплуатации, капитальном ремонте и ликвидации скважин на месторождениях с аномально-высоким пластовым давлением (АВПД), в частности, при установке изоляционно-ликвидационных и аварийных мостов большой мощности под давлением.
Наиболее близким по технической сущности является устройство для разъединения труб в скважине по авторскому свидетельству А.С. СССР №972044. Устройство, содержащее корпус, патрубок-хвостовик для соединения со спускаемыми трубами, связанный с корпусом срезными штифтами, снабжено шаровым клапаном с хвостовиком, установленным эксцентрично относительно оси корпуса и жестко связанным с ним. При этом в корпусе выполнена калиброванная проточка, а шаровой клапан выполнен из разбуриваемого материала.
Основными недостатками известного устройства являются:
Ограниченная область применения и низкая эффективность, обусловленные:
- невозможностью, на месторождениях с АВПД, установки тампонажных (цементных и пр. др.) мостов под избыточным давлением на устье на облегченных жидкостях (растворителях, рапе,
технической воде). Данная конструкция не позволяет после предварительной промывки скважины под избыточным давлением на устье облегченной жидкостью, например, водой, и прокачки тампонажного раствора, перейти на утяжеленный буровой раствор заданного удельного веса, обеспечивающего расчетное противодавление на интервал с АВПД и свободный подъем колонны напорных труб без избыточного давления на устье. Проведение работ на облегченной рабочей жидкости с использованием данного устройства приведет к аварийному выбросу рабочей жидкости, тампонажного раствора и пластового флюида из скважины и дополнительным затратам для ликвидации аварийной ситуации. Поэтому установка тампонажных мостов производится на утяжеленном буровом растворе, глинистая корка которого препятствует хорошему сцеплению цемента с породой с внутренней и внешней поверхностями обсадной колонны. Такая герметизация дает кратковременный эффект так как глинисто-цементная смесь быстро разрушается, а при плохой адгезии и наличии АВПД пластовые флюиды вновь поступают на забой и по микротрещинам прорываются к устью скважины, как по колонному, так и по заколонному пространствам.
Помимо этого при плохом сцеплении (адгезии) цементирующего материала со стенками обсадной колонны и при наличии перепада давления под и над тампонажным мостом возможно перемещение моста вверх, за счет поршневого эффекта, которое неизбежно приведет
к техническим осложнениям и аварийной ситуации;
- для разъема напорных труб необходима разгрузка (посадка) всей колонны с упором на забой. Это не позволяет произвести разъем труб на любой заданной высоте в скважине и соответственно устанавливать висячие тампонажные мосты заданной мощности на различных глубинах.
Помимо прочего его нельзя включить в компоновку бурильной колонны, так как конструкцией не предусмотрена передача крутящего момента на хвостовике, а при осевой нагрузке на долото во время бурения будет происходить самопроизвольное разъединение труб;
- ненадежность работы устройства, особенно при большом весе патрубка-хвостовика; возможный прихват инструмента при нащупывании забоя (состоящего из вязких полужидких образований) и самопроизвольная срезка штифтов.
Техническим результатом полезной модели является расширение технологических возможностей устройства при увеличении его эксплуатационной надежности.
Технический результат достигается за счет решения технической задачи по установке тампонажного моста под избыточным давлением на устье, используя смену рабочих технологических жидкостей, по исключению самопроизвольного разъединения напорных труб в скважине, по установке тампонажного моста заданной мощности на различных глубинах.
Поставленная техническая задача решается за счет того, что устройство для разъединения труб при установке тампонажного моста в скважине,
включающее разъемное соединение с шаровым клапаном и патрубком-хвостовиком для соединения со спускаемыми трубами, где шаровой клапан выполнен из легко разбуриваемого материала, снабжено циркуляционным клапаном для вымыва излишков тампонажного раствора из трубного и затрубного пространства за счет свободного сообщения между ними, и обратным клапаном, выполненным с возможностью создания перепада давления между затрубным и трубным пространством для открытия циркуляционного клапана, обратный клапан снабжен шаровым клапаном, циркуляционный клапан посредством резьбового соединения жестко крепится верхней частью корпуса к разъемному соединению, нижней частью корпуса крепится к корпусу обратного клапана, а патрубок-хвостовик крепится при помощи резьбового соединения к нижней части корпуса обратного клапана. При этом корпус разъемного соединения, циркуляционный и обратный клапаны выполнены из легко разбуриваемого материала.
Наличие в устройстве разъемного соединения позволяет после установки тампонажного моста поднять напорные трубы на безопасное расстояние от кровли цементирующего материала и тем самым избежать их аварийного прихвата.
Циркуляционный клапан служит для вымыва излишков тампонажного раствора из трубного и затрубного пространства и позволяет производить смену рабочих технологических жидкостей, например с воды на рапу или с рапы на утяжеленный буровой раствор и т.д. Этим обеспечивается безаварийное ведение работ, в том числе исключается аварийный прихват колонны напорных труб тампонажным материалом во время установки моста.
Обратный клапан, при снижении давления в трубном пространстве выше обратного клапана, не позволяет тампонажному раствору перемещаться вверх по трубам, чем обеспечивает возможность открытия циркуляционного клапана путем создания перепада давления между затрубным и трубным пространствами.
На чертежах изображено устройство для установки тампонажных мостов в скважине:
на фиг.1 - вертикальный разрез;
на фиг.2 - разрез по плоскости А-А.
Устройство состоит из разъемного соединения колонны напорных труб 1, циркуляционного клапана 2, обратного клапана 3.
Разъемное соединение колонны напорных труб 1 состоит из цилиндрической муфты 4, ниппеля 5, скользящей втулки 6, уплотнителя 7, срезного кольца 8, шарового клапана 9, штифта 10, уплотнителя 11 и натяжной гайки 12.
Ниппель 5 посредством резьбового соединения крепится к колонне напорных труб 13.
Нижняя часть ниппеля 5 выполнена в виде фигурного цангового захвата для соединения и удержания муфты 4 циркуляционного 2, обратного 3 клапанов с патрубком-хвостовиком 14 для соединения со спускаемыми трубами на весу. Скользящая втулка 6 служит для предотвращения самопроизвольного разъединения между муфтой 4 и ниппелем 5, удерживая цанговый захват в рабочем положении. Срезное кольцо 8 и уплотнители 7 служат для надежного удержания втулки 6 напротив рабочей части цангового захвата, предотвращая ее
самопроизвольное передвижение вниз. Помимо этого уплотнители 7 обеспечивают герметичность между скользящей втулкой 6 и внутренней образующей ниппеля 5.
Уплотнители 11 обеспечивают герметичность соединения. Штифт 10 позволяет передавать крутящий момент на хвостовик 14, предотвращая холостые провороты ниппеля 5 в корпусе муфты 4. Гайка 12 обеспечивает натяг и препятствует осевому перемещению ниппеля 5 в корпусе муфты 4.
Циркуляционный клапан 2 состоит из корпуса 15, кожуха 16, крышки 17, поршня 18, технологических заглушек 19, срезных штифтов 20 и уплотнительных колец 21.
Корпус 15 верхней частью посредством резьбового соединения 22 жестко крепится к разъемному соединению напорных труб 1, а нижней частью посредством резьбового соединения 23 к обратному клапану 3. В корпусе 15 имеются промывочные каналы 24 и перепускной канал 25. Кожух 16 выполнен в виде цилиндрического стакана и имеет уплотнители 26 и промывочные каналы 27, расположенные напротив каналов 24 корпуса 15. Крышка 17 посредством резьбового соединения крепится к кожуху 16 и в верхней частит имеет технологические каналы 28. Поршень 18 имеет кольцеобразную форму и расположен между корпусом 15 и кожухом 16. В исходном положении фиксируется штифтами 20, а герметичность межкольцевого пространства обеспечивается уплотнительными кольцами 21. Наличие технологических заглушек 19, рассчитанных на заданный перепад давления при срезке штифтов 20 обеспечивает полное открытие телом поршня 18 промывочных каналов 24 и 27.
Обратный клапан 3 состоит из корпуса 29, шарового клапана 30, пружины 31 и перфорированной пластины 32. Внутренняя часть цилиндрического корпуса 29 выполнена фигурной с посадочным седлом под шаровой клапан 30. Пружина 31, опираясь на перфорированную пластину 32, служит для прижима клапана 30 к седлу. Перфорированная пластина 32 служит для беспрепятственного пропуска жидкости и тампонажного раствора и одновременно обеспечивает заданное рабочее сжатие пружины 31.
При необходимости, в зависимости от технической задачи, патрубок-хвостовик 14 собирается из легко разбуриваемого материала (алюминиевые или пластиковые трубы). Так же при необходимости, корпус разъемного соединения колонны напорных труб 1, циркуляционный 2 и обратный 3 клапаны изготавливаются из легко разбуриваемого материала, например, чугуна, алюминиевых сплавов и пр. др.
Устройство работает следующим образом:
Собранное устройство включает в компоновку напорной колонны (бурильные трубы, насосно-компрессорные трубы (НКТ) и пр. др.) между оставляемыми в скважине хвостовиком 14 и остальными напорными трубами 13. Длина патрубка-хвостовика 14 подбирается равной мощности устанавливаемого тампонажного моста. Напорную колонную труб вместе с устройством и патрубком-хвостовиком спускают в скважину из расчета установки башмака хвостовика в нижний интервал установки тампонажного моста. Герметизируют устье скважины противовыбросным оборудованием (ПВО), переводят скважину с утяжеленного бурового раствора на техническую воду и при избыточном давлении на устье производят тщательную промывку ствола (стенок) скважины
от глинистой корки путем закачки воды в трубное пространство. При создании избыточного давления в трубном пространстве обратный шаровой клапан 30 перемещается вниз, отжимая пружину 30, обеспечивая беспрепятственную прокачку жидкости через перфорированную пластину 32. После тщательной промывки стенок скважины в трубное пространство через клапан 9 прокачивают тампонажный раствор из расчета подъема его в затрубном пространстве не выше головы хвостовика.
Сбрасывают давление в трубном пространстве выше обратного клапана 3 путем открытия устьевой задвижки, сохраняя при этом избыточное давление в затрубном пространстве. При этом возникает определенный перепад давления между затрубным и трубным пространствами. Давление жидкости затрубного пространства через каналы 28 воздействует на поршень 18, толкая его вниз. При этом срезаются штифты 20 и поршень 18 перемещается вниз, вытесняя жидкость из под поршневой полости в трубное пространство через перепускной канал 25. При недостаточной величине перепада давления между затрубным и трубным пространствами для срезки штифтов 20, его увеличивают путем подкачки жидкости наземным насосным агрегатом в затрубное пространство.
При перемещении поршня 18 до нижнего положения технологические заглушки 19 выдавливаются во внутрь трубного пространства и падают в нижнюю часть устройства, открывая при этом промывочные каналы 24 и обеспечивая свободное сообщение между трубным и затрубным пространствами.
После этого под избыточным давлением на устье производят вымыв излишков тампонажного раствора из трубного и затрубного пространств путем
обратной промывки, то есть подачей промывочной жидкости в затрубное пространство. Прокачку промывочной жидкости производят до полного вымыва тампонажного раствора и буферных жидкостей, после чего промывочную жидкость в скважине заменяют на утяжеленный буровой раствор, обеспечивая этим снижение избыточного давления на устье до 0. После этого в напорную колонну бросают шаровой клапан 9 и насосным агрегатом доводят его до насадки в седло скользящей втулки 6, поднимают давление внутри колонны (5-8 МПа), превышающее удерживающее усилие срезного кольца (давление рассчитывается или определяется практическим путем) и выдавливают скользящую втулку б вниз из цангового захвата. После падения скользящей втулки б вместе с шаровым клапаном 9 в нижнюю часть корпуса муфты 4, о чем судят по резкому падению давления на устье, производят натяг напорной колонны 13, при котором цанговый захват ниппеля 5 сжимается и происходит разъединение напорной колонны 13 с ниппелем 5 от корпуса муфты 4 с циркуляционным 2, обратным 3 клапанами и патрубком-хвостовиком 14, которые остаются в скважине. Производят подъем напорной колонны 13 с ниппелем 5 на безопасное расстояние 80-100 м. герметизируют устье, насосным агрегатом поднимают избыточное давление до расчетной величины (10,0-30 МПа), но не более 0,8 величины последней опрессовки обсадной колонны и оставляют скважину под давлением на ОЗЦ (ожидание затвердевания цемента) обычно на 24-72 часа. После ОЗЦ сбрасывают давление на устье скважины и производят подъем напорной колонны 13 с ниппелем 5 на поверхность. Дальнейшие операции по определению прочности, герметичности тампонажного моста и пр. др. ведут согласно конкретному индивидуальному плану работ. При
необходимости возврата на интервалы, залегающие ниже установленного тампонажного моста, последний вместе с остатками устройства и хвостовиком разбуривают известным способом.
Пример.
Скважина эксплуатационная, газовая с 7" эксплуатационной колонной. Продуктивный горизонт вскрыт перфорацией в интервале 4100-4190 м. Текущее пластовое давление 58,0 МПа, температура 115°С.
Для ее ликвидации по техническим и геологическим причинам необходимо качественно изолировать продуктивный пласт от вышезалегающих пород путем установки герметичного ликвидационного тампонажного моста в интервале перфорации и на 100 метров выше, согласно действующей инструкции (РД 08-492-02) Добиться герметичности тампонажного моста путем его установки на утяжеленном глинистом растворе плотностью 1,50 г/см не удалось, о чем судили по наличию давления на устье и газовой шапки, состоящей из газа, аналогичного по составу пластовому. После определения негерметичности моста его разбурили.
3
После сборки и проверки на работоспособность на поверхности устройство было жестко закреплено между напорной колонной 89 мм бурильных труб и 19 метровым хвостовиком из 89 мм алюминиевых труб. Спуск бурильных труб в скважину вели на глинистом растворе плотностью 1,5 г/см, до установки башмака хвостовика на глубине 4190 м. Загерметизировали устье ПВО, перевели скважину на воду и освоили на факел. С целью очистки горной породы призабойной зоны пласта и эксплуатационной колонны от кольматантов
3
и утяжеленного бурового раствора продувку скважины проводили через затрубное пространство в течение 2-х часов при повышенной депрессии на пласт равной 17,0 МПа. Затем скважину задавили технической водой плотностью 1,03 г/см с избыточным давлением на устье 17,5 МПа и прокачкой воды двухкратного объема скважины промыли внутреннюю поверхность 7" эксплуатационной колонны.
3
3
3
Затем насосным агрегатом при давлении на устье 24,0 МПа закачали в бурильные трубы первую буферную жидкость (рапа плотностью 1,18 г/см ) и объеме 0,5 м, тампонажный раствор на цементной основе в объеме 3,5 м (расчетный объем 190 метров моста равен 3,12 м), вторую буферную жидкость в объеме 0,5 м и продавочную жидкость (техническая вода) в объеме 1530 м (внутренний объем бурильных труб длиной 4000 м равен 15,48 м). После прокачки тампонажного раствора и жидкостей под избыточным давлением закрыли задвижку на затрубном пространстве. Открыли задвижку на трубном пространстве и, сбросив давлением выше обратного клапана до 0, вновь закрыли задвижку. В данном случае возник перепад давления в 24,0 МПа между затрубным и трубным пространствами, который, воздействуя на поршень циркуляционного клапана привел к срезке крепежных штифтов. При этом поршень переместился в нижнее положение, а технологические заглушки перепадом давления были выдавлены из промывочных каналов во внутрь корпуса циркуляционного клапана и тем самым было получено свободное сообщение между трубным и затрубным пространствами, о чем судили по устьевому давлению, которое в трубном и затрубном пространствах уравнялось
на уровне 15,0 МПа.
После этого насосным агрегатом опять подняли давление до 24,0 МПа и прокачкой технической воды в затрубное пространство вымыли из него и бурильных труб буферные жидкости и излишки тампонажного раствора. Перевели скважину на утяжеленный буровой раствор плотностью 1,65 г/м, обеспечив тем самым противодавление на пласт более, чем на 8,0 МПа.
Бросили в бурильные трубы шаровой клапан диаметром 50 мм и насосным агрегатом продавили его до посадки в седло скользящей втулки. Затем подняли давление в трубах до 8,0 МПа, срезали срезное кольцо и продавили из цангового захвата ниппеля вниз корпуса муфты скользящую втулку с шаровым клапаном. Перемещение скользящей втулки вниз фиксировалось резким падением давления на устье до 3,0 МПа. Затем произвели натяг колонны бурильных труб с усилием, превышающем вес подвески на 1,5 т, в результате чего произошел разъем напорной колонны бурильных труб с ниппелем от муфты разъемного соединения, циркуляционного обратного клапанов и хвостовика, что зафиксировалось на диаграмме индикатора веса. После этого подняли бурильные трубы на 80 метров выше моста, загерметизировали устье ПВО, подняли давление на устье до 17,0 МПа (при этом суммарное противодавление на пласт составило 25,0 МПа) и оставили скважину на ОЗЦ на 48 часов. После ОЗЦ сбросили давление на устье до 0, промыли скважину буровым утяжеленным раствором в одном объеме и подняли бурильные трубы с ниппелем на поверхность. Затем бурильные трубы, оборудованные направляющей воронкой, спустили в скважину, испытали мост на прочность разгрузкой инструмента на 6 т и одновременной промывкой. Затем испытали
мост на герметичность путем поднятия давления на устье до 20 МПа. Признаки разрушения и негерметичности мости отсутствовали. Перевели скважину на техническую воду и в течение месяца наблюдали за устьевым давлением. По результатам наблюдений (отсутствие давления и газовой шапки) мост был признан пригодным для ликвидации скважины.
Использование предлагаемого устройства дает следующие преимущества. Расширяется область применения и повышается эффективность использования, обусловленные тем, что:
- появляется возможность на месторождения с АВПД установки тампонажных мостов под избыточным давлением на устье на облегченных жидкостях с предварительной тщательной промывкой вскрытого интервала (породы пласта) и стенок обсадной колонны от глинистой и других корок. Это многократно улучшает адгезию породных и металлических поверхностей к тампонажному материалу и соответственно герметичность моста, увеличивается срок его службы (межремонтный период), исключающая аварийные ситуации с возможного перемещения моста вверх, как в прототипе;
- для разъема труб не требуется разгрузка (посадка) всей колонны с упором на забой. Разъем труб в скважине производить на любой заданной высоте и соответственно устанавливать и висячие мосты заданной мощности на различных глубинах;
- в пределах прочностных характеристик используемого материала для труб и соединения напорной колонны нет ограничения по нагрузке и весу хвостовика. Герметичность устройства позволяет использовать
его в технологических схемах, работающих длительное время под избыточным давлением;
- устройство можно использовать в компоновке бурильной колонны труб, что резко сократит затраты на аварийные работы по ликвидации заклинивания, прихватов инструмента и установки отсекающих тампонажных мостов;
- повышается надежность работы устройства, так как конструкцией исключено самопроизвольное разъединение. Исключены холостые провороты при передаче крутящего момента и потери гидравлической энергии за счет герметизации узла соединения. Технико-экономический эффект от использования предлагаемого устройства обусловлен расширением области применения с одновременным повышением эффективности и качества проводимых работ, увеличением межремонтного периода, снижением риска аварийных ситуаций и затрат на их ликвидацию.
Экономический эффект с учетом прогнозного межремонтного периода и технологического риска для скважины глубиной 4000-5000 м составит от 800 до 1500 тыс. рублей.