Механический локатор муфт

Настоящая полезная модель относится к горному делу, а именно к добыче нефти и газа, и может быть применена в скважинах, обсаженных трубами с муфтовыми соединениями с использованием скважинных инструментов, предназначенных для обработки одного или нескольких интервалов продуктивного пласта.
Конструкция эксплуатационной колонны может включать в себя большое количество труб, скрепленных друг с другом переходными муфтами, которые могут быть выполнены коротким трубным элементом или кольцевым изделием, скрепляющим звенья обсадной трубы резьбовыми соединениями с образованием кольцевых углублений (пазов) на стыках труб.
Важным условием эффективности работы в скважинах, обсаженных трубами с муфтовыми соединениями, является позиционирование инструмента в скважине, т.е. определение его месторасположения, соответствующего зоне обработки пласта с высокой точностью, особенно в скважинах с наклонно-направленными и горизонтальными стволами, а также в скважинах со сложными геометрическими параметрами и искривлениями.
Обсадная колонна является неотъемлемым элементом любой скважины для добычи полезных ископаемых и предназначена для фиксации горизонтов по разработке и удержания в правильном положении всей скважины. При ее создании важно оптимальное установление таких параметров как длина, диаметр, толщина стенок. Для этого проводится расчет обсадной колонны, включающий вычисление давления, проверку прочности и герметичности.
Обязательными элементами любой конструкции обсадной колонны являются первая колонна - кондуктор, служащий для крепления верхнего интервала скважины и последняя - эксплуатационная колонна, предназначенная для разобщения продуктивных горизонтов от остальных пород и извлечения из скважины нефти или газа, или, наоборот, для нагнетания в пласты жидкости или газа.
Конструкция обсадной колонны может также содержать промежуточную обсадную колонну, которую спускают в случае необходимости после кондуктора для крепления неустойчивых пород, разобщения зон осложнений или зон несовместимых по условиям бурения и водоносных горизонтов.
Обсадную колонну чаще всего делают из последовательно скрепленных друг с другом стальных труб с применением муфтовых соединений, обеспечивающих надежное соединение, герметичность и отсутствие трения при эксплуатации трубопровода.
Обсадная колонна устанавливается в скважину и цементируется на глубину залегания продуктивного пласта или разрабатываемого интервала. При этом месторасположение каждого муфтового соединения зафиксировано и неизменно в течение всего времени эксплуатации скважины.
По мере освоения скважины и перемещения технологического процесса на все более глубокие горизонты возникает необходимость использования насосно-компрессорных труб (далее НКТ) значительной длины (до 600 м) для спуска и подъема тяжелого скважинного технологического оборудования (до 10 тонн).
При осуществлении периодических спускоподъемных операций НКТ подвергаются различным цикличным динамическим нагрузкам, в том числе растягивающим, что приводит к изменению их геометрических характеристик, в частности длины НКТ. Это приводит к погрешностям определения технологического места размещения скважинного оборудования. Точную установку скважинного оборудования, спускаемого на НКТ в заданном интервале, можно осуществить путем тщательного промера длины труб, но наиболее надежный способ основан на использовании локаторов муфт, устанавливаемых на НКТ.
Локатор муфт (ЛМ) предназначен для прослеживания движения технологического оборудования в скважине и точной установки его на требуемой глубине путем определения местоположения муфтовых и замковых соединений обсадной колонны.
Известны такие устройства как механический локатор муфт, используемые совместно с другим скважинным оборудованием, например, предлагаемый Grifco Oil Tools Inc (http://www.grifco-oiltools.com/products/mechanicalcasingcollarlocator2.htm) или механический локатор муфт, представленный на сайте Dragon Oil Technologies (http://www.dragonoiltech.com/index.php?s=/Home/Article/detail/id/78.html).
Принцип действия этих устройств основан на взаимодействии подпружиненных элементов локатора (собачек) с углублениями (пазами) муфтовых соединений. При перемещении локатора такого типа по скважине его подпружиненные элементы входят в контакт с углублениями муфтовых соединений. Величина дополнительного усилия, необходимого для протаскивания локатора через профиль муфтового соединения и для дальнейшего перемещения устройства, используется для индикации величины перемещения НКТ с помощью различных датчиков, показания которых передаются на поверхность.
При использовании таких устройств ложная индикация может возникнуть из-за изменений усилий подъема и спуска скважинного инструмента, протаскивания его по наклонному, горизонтальному или искривленному стволу скважины и влияния сил трения на разных участках обсадной трубы.
При обработке нескольких интервалов продуктивного пласта, особенно в скважинах с выраженной кривизной ствола ложная индикация может возникнуть из-за несимметричного искажения кольцевого просвета между колонной и скважинным инструментом. Эксплуатация скважинного оборудования в таких условиях приводит к преждевременному износу соприкасающихся с обсадной трубой частей, особенно узлов с эластичными элементами, например, чашечных пакеров и создает условия для аварийных ситуаций.
Известен механический локатор муфт из описания к патенту на полезную модель №116892 (публ. 10.06.2012, бюл. 3 16) «Локатор муфт».
Известное устройство содержит цилиндрический корпус, соединенный с двух концов переводниками с отверстиями для соединения с основной магистралью. В корпусе выполнено окно и установлены с возможностью поворота в месте расположения окна двуплечие рычаги, связанные с поршнем, снабженным дроссельным отверстием. На верхнем переводнике зафиксирован полый шток, образующий с поршнем центральную полость внутри корпуса. В корпусе по периферии выполнены каналы для соединения с основной магистралью, а центральная полость снабжена отверстиями для сброса жидкости.
Посредством переводников локатор присоединяется к НКТ. При спуске в скважину и закачке рабочей жидкости локатор муфт перемещается по скважине. Над и под поршнем создается перепад давления и поршень, воздействует на двуплечие рычаги, которые поворачиваясь на осях, упираются во внутреннюю поверхность НКТ. При прохождении локатором муфт углублений муфтовых соединений рычаги максимально расходятся. При этом избыточное давление в центральной полости корпуса сбрасывается через отверстия, сообщающиеся с затрубным пространством, что фиксируется измерительными приборами.
Недостатком известного механического локатора муфт является сложность конструкции, использование ненадежной рычажной системы для взаимодействия с соединительными муфтами обсадной трубы. Еще одним недостатком является использование давления рабочей жидкости только для управления работой локатора и для передачи информации о расположении муфтовых соединений, что исключает возможность применения устройства совместно с другим скважинным оборудованием, также приводимым в действие давлением рабочей жидкости. Данный локатор муфт не применим в технологиях, предусматривающих ГРП, гидромеханическую перфорацию скважин, а так же освоение скважин струйными насосами.
Задачей полезной модели является создание проходного механического локатора муфт, надежно обеспечивающего быстрое и точное определение месторасположения муфтовых соединений, в том числе и для привязки скважинного инструмента в условиях обработки нескольких интервалов продуктивного пласта, особенно в наклонно-направленных, горизонтальных скважинах и в скважинах со сложными геометрическими параметрами.
Техническим результатом является обеспечение надежности контакта механического локатора с муфтовыми соединениями при одновременном обеспечении центрирования скважинного инструмента и его сберегающего перемещения по обсадной трубе скважины.
Технический результат обеспечивается тем, что механический локатор муфт содержит цилиндрический корпус, во внешней поверхности которого выполнены продольные в осевом направлении углубления с размещенными в них подпружиненными элементами, контактирующими с внутренней поверхностью обсадной трубы.
Новым является то, что часть подпружиненных элементов снабжена выступами для контакта с муфтовыми соединениями. Кроме того, все подпружиненные элементы закреплены в углублениях с возможностью настройки усилия прижатия к стенке обсадной трубы, по меньшей мере, одним пружинным элементом, причем настраиваемое усилие обеспечивает одновременно центрирование устройства и контакт с муфтовыми соединениями обсадной трубы.
Выступы для контакта с муфтовыми соединениями выполнены в форме трапеции. Углубления корпуса выполнены продольными в осевом направлении.
При необходимости пружинные элементы могут быть дополнительно поджаты пластинами, размещенными в углублениях.
При центрировании устройства с одновременным обеспечением контакта подпружиненных элементов с муфтовыми соединениями обсадной трубы возникает дополнительное центрирующее усилие, создаваемое подпружиненными элементами с выступами для контакта с муфтовыми соединениями, что создает устойчивый и равномерный кольцевой просвет между корпусом скважинного оборудования и стенкой обсадной колоны. Такой кольцевой зазор исключает трение поверхностей оборудования о стенку обсадной трубы при перемещениях по скважине, что особенно важно при использовании эластичных элементов, например, чашечных пакеров. Кроме того, надежный контакт с муфтовыми соединениями обсадной колонны, обеспеченный настраиваемым усилием прижатия пружинных элементов к стенке обсадной трубы, значительно уменьшает риск возникновения ложной индикации.
На фиг. 1 представлен общий вид механического локатора муфт, установленного в обсадной трубе с соединительными муфтами; на фиг. 2 - продольный разрез механического локатора муфт; на фиг. 3 - механический локатор муфт в рабочем положении; на фиг. 4 - поперечный разрез механического локатора муфт; на фиг. 5 -механический локатор муфт в другом исполнении в рабочем положении.
Механический локатор муфт содержит цилиндрический корпус 1, со стороны внешней поверхности которого выполнены продольные в осевом направлении углубления 2, в которых размещены подпружиненные элементы 3 (фиг. 1 и фиг. 2).
Часть элементов 3 снабжена выступами 4 для контакта с углублениями 5 муфтовых соединений 6 (фиг. 3). Выступы 4 выполнены в форме трапеции, боковые грани 7 которой обеспечивают скользящий контакт с краями обсадных труб 8 при перемещении скважинного инструмента (фиг. 4).
Элементы 3 установлены в углублениях посредством съемного соединения, например, в виде поперечных проточек 9, выполненных по краям подпружиненных элементов 3, с которыми контактируют гайки 10, закрепленные на корпусе 1, например, с помощью резьбового соединения. Элементы 3 опираются на пружинные элементы 11, расположенные в углублениях 5. Пружинные элементы 11 обеспечивают усилие прижима элементов 3 к стенке обсадной трубы 8. Настройка усилия прижима обеспечивается количеством пружинных элементов, рассчитываемым в зависимости от характеристики упругих свойств материала. При необходимости дополнительная настройка усилия прижима может обеспечиваться установкой пластин 12 под пружинные элементы 11.
Для массивного скважинного оборудования, эксплуатируемого в скважинах со сложными геометрическими характеристиками, преимущественным является использование механического локатора муфт в ином варианте исполнения, предусматривающем два пояса подпружиненных элементов 3, расположенных в непосредственной близости друг от друга (фиг. 5).
Механический локатор муфт работает следующим образом:
Спуск оборудования в скважину на насосно-компрессорных трубах (далее - НКТ) производится с помощью подъемника, оборудованного индикатором веса и расположенного на поверхности. Индикатор веса используется для контроля допускаемых нагрузок на НКТ и оборудование в процессе спуска и проведения технологических работ.
Для обеспечения надежного центрирования оборудования, содержащего механический локатор муфт, в скважинах со сложной кривизной обсадной трубы, перед спуском в скважину производят настройку усилия прижатия подпружиненных элементов 3 локатора к стенке обсадной трубы 8.
Для обеспечения надежной локации и точности показаний используемого измерительного оборудования (индикатора веса), производят регулировку усилия локации в зависимости от веса подвески НКТ и установленного на ней технологического оборудования, глубины спуска, угла наклона скважины.
Регулировка величины усилия выдвижения подпружиненных элементов 3 и усилия локации элементами 3 с выступами 4 осуществляется путем подбора комплекта с заранее определенным количеством пружинных элементов 11.
При необходимости может быть обеспечена дополнительная регулировка величины усилия выдвижения подпружиненных элементов 3 и усилия локации элементами 3 с выступами 4 путем создания предварительной деформации пружинных элементов 11 с помощью установки под них определенного количества пластин 12 требуемой толщины.
Перед спуском оборудования все элементы 3 механического локатора муфт выдвинуты из корпуса 1 таким образом, что диаметр описанной окружности, опоясывающей элементы 3 больше, чем внутренний диаметр обсадной трубы.
При спуске технологического оборудования в скважину, элементы 3 частично утапливаются в углубления 2 корпуса 1, одновременно сжимая пружинные элементы 11, что создает упругое усилие прижатия элементов 3 к внутренней поверхности обсадной трубы 8, обеспечивает устойчивый равномерный кольцевой просвет и надежное центрирование технологического инструмента в скважине. Часть элементов 3 с выступами 4 дополнительно центрируют технологический инструмент за счет силы упругости пружинных элементов 11.
При прохождении локатора через муфтовое соединение 6, элементы 3 с выступами 4, под действием силы упругости сжатых пружинных элементов 11, входят в углубление 5 муфтовых соединений и устанавливаются в максимально выдвинутое положение (фиг. 3, 4).
При перемещении оборудования по скважине боковые поверхности 7 выступов 4 проскальзывают по краям обсадной трубы 8, при этом в момент выхода выступов 4 из углублений 5 создается усилие сопротивления (усилие локации), направленное в сторону противоположную перемещению оборудования.
Индикатор веса подъемника, находящегося на поверхности, постоянно фиксирует значение веса НКТ и оборудования, и усилие локации, возникающее при преодолении скользящего контакта выступов 4 подпружиненных элементов 3 при их выходе из углублений 5 муфтовых соединений 6. При движении оборудования вниз усилие локации уменьшает показания индикатора веса, а при движении вверх усилие локации увеличивает показания индикатора веса.
Механический локатор муфт, конструкция которого использует предлагаемую к патентованию полезную модель, надежно обеспечивает быстрое и точное определение расположения муфтовых соединений в обсадной трубе, что важно для осуществления, например, привязки скважинного инструмента. Устройство эффективно в условиях обработки нескольких интервалов продуктивного пласта, особенно в наклонно-направленных, горизонтальных скважинах и в скважинах со сложными геометрическими параметрами, и, кроме того способствует сберегающему передвижению оборудования по обсадной трубе.