УСТРОЙСТВО ДЛЯ ЦЕМЕНТИРОВАНИЯ ХВОСТОВИКА В СКВАЖИНЕ

Предложение относится к области нефтегазодобывающей промышленности, а именно к строительству нефтяных и газовых скважин, в частности к устройствам для цементирования хвостовика как в открытом, так и в обсаженном стволе скважины.
Известно устройство для цементирования хвостовика обсадной колонны в скважине (см. описание изобретения патента №2203383, МПК E21B 33/16, опубл. 27.04.2003 г. в Б.И. №.12. 2003 г.), содержащее корпус, воронку с карманом, дифференциальную втулку, грузонесущие упоры, хвостовик, якорь для заякоривания хвостовика в скважине и пакер для перекрытия.
Недостатком известного устройство является сложность конструкции, содержит много деталей, взаимодействующих между собой, следовательно, технология их изготовления сложна, требует наличия дополнительного оборудования, например, заякоривающего устройства и пакера.
Известно также устройство для цементирования хвостовика в скважине (см. описание к патенту №2448234, МПК E21B 17/06, 33/14, 43/10, опубл. в БИ №11 18.30.11.2010 г.), содержащее корпус, установочную муфту для присоединения к транспортировочной колонне труб, стыковочный узел, сбрасываемый с устья скважины шароуловитель с фиксатором, клапанный узел в виде двух подпружиненных обратных клапанов, подвижную втулку и башмак.
Это устройство по технической сущности более близко к предлагаемому и может быть принято в качестве прототипа.
Его недостатком является, также как и у аналога - сложность конструкции и нетехнологичность его изготовления. Кроме того, оно металлоемко, а его сборка требует много времени.
Технической задачей предлагаемой полезной модели является устранение недостатков прототипа.
Поставленная техническая задача решается описываемым устройством для цементирования хвостовика в скважине, содержащим установочную муфту для присоединения устройства к транспортировочной колонне труб, корпус, хвостовик, клапанный узел в виде подпружиненного обратного клапана и башмак
Новым является то, что в стенке установочной муфты выполнены радиальные отверстия, в которых установлены разрушаемые под гидравлическим давлением диафрагмы, при этом она присоединена к корпусу на левой резьбе, внутри корпуса на срезаемых винтах установлена подвесная цементировочная пробка в виде блока эластичных конических манжет с сердечником с центральным проходным каналом и посадочным седлом в верхней части под сбрасываемую с устья скважины цементировочную пробку и посадочным конусом, выполненным на нижнем упорном кольце блока конических манжет для посадки в седло стоп-кольца, установленного в стыке между нижним торцом хвостовика и верхним торцом переходника клапанного узла, в соединяющей их муфты.
Новым является также и то, что блок цементировочных пробок с сердечником и продавочной пробкой, обратный клапан и башмак выполнены из легко разбуриваемого материала.
Представленные рисунки поясняют суть предлагаемой полезной модели, где:
На фиг.1 изображено предлагаемое устройство в компоновке с цементируемым хвостовиком в частичном продольном разрезе, где видна посадочная муфта, соединенная с корпусом на левой резьбе, зафиксированный в корпусе на срезаемых винтах блок конических эластичных манжет с сердечником с центральным проходным каналом и седлом под цементировочную пробку
На фиг.2 - сбрасываемая с устья скважины цементировочная пробка в частичном продольном разрезе.
Устройство для цементирования хвостовика в скважине содержит корпус 1 (см. фиг.1), к верхнему концу которого на левой резьбе присоединена установочная муфта 2 с верхней присоединительной резьбой 3 под ответную резьбу транспортировочной колонны труб 4 (труба колонны изображена пунктирной линией) и с радиальными отверстиями 5 с установленными в них разрушаемыми под действием гидравлического давления диафрагмами 6, а к нижнему концу с помощью муфты 7 присоединен цементируемый хвостовик 8. Внутри корпуса 1 на срезаемых винтах 9 с небольшим натягом установлена подвесная цементировочная пробка в виде блока эластичных конических манжет 10 с цердечником 11, имеющим центральный проходной канал 12 и посадочное седло 13 в верхней части под сбрасываемую с устья скважины цементировочную пробку 14 (см. фиг.2) для закрытия наглухо проходного канала 12. Нижний конец упорного кольца 15 конических манжет выполнен под конус 16 для посадки в седло 17 стоп-кольца 18 (см. фиг.1), установленного в муфте 19 в стыке между нижним торцом хвостовика 8 и верхним торцом переходника 20 клапанного узла. На наружной поверхности нижнего конца сердечника 11 выполнены стопорные зубчатые нарезки 21 для фиксации в стоп-кольце 18. В муфте 22 соединяющей переходник 20 с переходником 23, установлен обратный подпружиненный тарельчатый клапан 24 (см. фиг.1) с уплотнителем 25, прижатый к седлу 26. Последнее в свою очередь прижат верхним торцом переходника 23 к кольцевому выступу 27 муфты 22. Переходник 23 снабжен башмаком 28,соединенным с ним с помощью муфты 29.. Сердечник 11, стоп-кольцо 18, седло 26 и башмак 28 выполнены из легко разбуриваемого материала
Устройство работает следующим образом.
Отдельные узлы устройства в собранном виде доставляют на буровую и после компоновки с хвостовиком, присоединив на резьбе установочной муфты 2 к нижнему концу транспортировочной колонне труб 4, как это изображено на фиг.1, спускают их в скважину (скважина на фиг. не изображена) на заданную глубину. После ряда технологических операций, связанных с восстановлением циркуляции бурового раствора, промывкой ствола скважины и закачкой порции буферной жидкости, скважину цементируют, закачав в колонну труб 4 с помощью цементировочных агрегатов расчетного объема тампонажного раствора. Далее с устья скважины вслед за последней порции цементного раствора в колонну пускают цементировочную пробку 14, изображенную на фиг.2. и продавливают ее продавочной жидкостью с использованием традиционного насосного агрегата. Цементный раствор вместе с цементировочной пробкой перемещаются внутри колонны вниз под избыточным давлением продавочной жидкости до тех пор, пока она не сядет на посадочное седло 13 сердечника 11 блока конических манжет 10. Это фиксируется на устье скважины по повышению давления. Далее внутри колонны труб создают избыточное давление, под действием которого срезаются винты 9 и цементировочная пробка 14 в компоновке с блоком конических манжет 10 под действием повышенного давления перемещаются вниз до стоп - кольца 18, при котором посадочный конус 16 кольца 15 плотно садится в седло 17 стоп-кольца 18. При этом тампонажный раствор из полости хвостовика полностью поступает в заколонное пространство, а обратный клапан 24 при этом предотвращают вход раствора в полость хвостовика 8 из заколонного пространства. Далее повышением давления до расчетного разрушают диафрагму 6 и через открытые отверстия 5 промывочной жидкостью срезают и отмывают излишки раствора созданием прямой циркуляции, после чего вращением колонну труб 4 установочную муфту 2 отсоединяют от корпуса 1 и поднимают их на поверхность. Затем после ожидания затвердевания цемента (ОЗЦ) на колонне бурильных труб спускают бурильный инструмент и разбуривают блок цементировочных пробок 10 сердечником 11, продавочную пробку 14, стоп-кольцо 18 обратный клапан 24 с седлом 26 и башмак 28. Далее при необходимости продолжают углубление забоя скважины или на этом ремонт эксплуатационной колонны считается законченной.
Технико-экономическое преимущество предложения заключается в следующем.
Предлагаемое устройство в сравнении с аналогами и прототипом значительно проще по конструкции, обладает малой металлоемкостью, следовательно, и массой. Оно проще в изготовлении и сборке, надежно в эксплуатации и не требует дополнительных спуско-подъемных операций по цементированию хвостовика. Ко дню подачи заявки налажено его производство, пользуется спросом у нефтяников.