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 РФ №2289677, МПК 8 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 втулкой, цилиндрической эластичной манжетой 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.
Известно «Устройство для цементирования хвостовика в скважине» (патент на полезную модель №44348, МПК 8 E21B 33/14, опубл. 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 зенитного угла 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.
Наиболее близким по технической сущности является «Устройство для цементирования хвостовика в скважине» (патент на полезную модель №72715, МПК 8 E21B 17/06, опубл. в бюл. №16 от 27.04.2008 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, при этом 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, сложный и трудоемкий технологический процесс цементирования хвостовика, связанный с тем, что для его осуществления применяют внутренний освобождающийся ловитель, колонну НКТ, бросовый шар, воронки с прорезями;
- во-вторых, в процессе работ совершаются две спуско-подъемные операции:
1. Спуск на забой хвостовика с ловителем на колонне НКТ с последующим отсоединением ловителя от хвостовика и извлечением ловителя с колонной НКТ из скважины.
2. Спуск заливочных труб с ниппелем до взаимодействия с воронкой стыковочного узла хвостовика с последующим цементированием хвостовика, срезкой и извлечением из скважины ниппеля с заливочными трубами.
Задачей изобретения является упрощение технологии проведения цементирования хвостовика и сокращение спуско-подъемных операций, осуществляемых в процессе цементирования хвостовика.
Поставленная задача решается устройством для цементирования хвостовика в скважине, включающем хвостовик с воронкой вверху и опрессовочным седлом внизу, колонну труб с ниппелем, выполненным с возможностью герметичного взаимодействия с воронкой хвостовика, разъединитель, соединяющий между собой верхнюю часть хвостовика и нижнюю часть колонны труб, 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.
Новым является то, что воронка оснащена изнутри кольцевым сужением под ниппель и расположенными выше штифтами, а разъединитель выполнен в виде полого корпуса, расположенного на колонне труб выше ниппеля, с одинаковыми наружными пазами под штифты воронки, причем пазы выполнены в виде глухой короткой и свободной снизу продольных проточек, соединенных сверху технологической проточкой, при этом ниппель выполнен с возможностью расположения ниже кольцевого сужения воронки при размещении штифтов в коротких продольных проточках - транспортное положение и в пределах кольцевого сужения воронки при размещении штифтов вне пазов воронки.
На фигуре 1 схематично изображено предлагаемое устройство в процессе опрессовки хвостовика.
На фигуре 2 схематично изображено предлагаемое устройство в процессе разъединения колонны труб от хвостовика.
На фигуре 3 схематично изображено предлагаемое устройство в процессе цементирования хвостовика.
На фигуре 4 изображена развертка паза, выполненная на полом корпусе разъединителя.
Устройство для цементирования хвостовика в скважине состоит из хвостовика 1 (см. фиг.1) с воронкой 2 вверху и опрессовочным седлом 3 внизу, а также колонны труб 4 (см. фиг.2) с ниппелем 5, выполненным с возможностью герметичного взаимодействия с воронкой 2 хвостовика 1 (см. фиг.1).
Клапанный узел 6 соединен с нижней частью хвостовика 1 и состоит из верхнего 7 и нижнего 8 корпусов, в которых установлены друг над другом два подпружиненных обратных клапана 9 и 10 соответственно, при этом клапанный узел 6 снизу соединен с башмаком 11, оснащенным фильтром 12, причем на нижний конец башмака 11 навернута алюминиевая заглушка 13.
Воронка 2 оснащена изнутри кольцевым сужением 14 под ниппель 5 и расположенными выше штифтами 15 (например, двумя штифтами с углом между ними 180°).
Разъединитель 16 соединяет между собой верхнюю часть хвостовика 1 и нижнюю часть колонны труб 4 и выполнен в виде полого корпуса 17, расположенного на колонне труб 4 выше ниппеля 5, с одинаковыми наружными пазами 18 под штифты 15 воронки 2.
Пазы 18 (см. фиг.4) выполнены в виде глухой короткой 19 и свободной 20 снизу продольных проточек, соединенных сверху технологической проточкой 21.
Ниппель 5 выполнен с возможностью расположения ниже кольцевого сужения 14 воронки 2 при размещении штифтов 15 в пределах коротких продольных проточек 19 (см. фиг.2) - транспортное положение и в пределах кольцевого сужения 14 воронки 2 (см. фиг.3) при размещении штифтов 15 вне пазов 18 воронки 2.
Устройство работает следующим образом.
Сначала устройство для цементирования хвостовика в скважине, как показано на фигуре 1, монтируют в скважине. Для этого сначала доливают скважину технологической жидкостью, например пресной водой, после чего спускают в нее одну трубу хвостовика 1 (см. фиг.1), оснащенную снизу башмаком 11 с фильтром 12 и алюминиевой заглушкой 13, а также клапанным узлом 6 и опрессовочным седлом 3 и размещенной на нем извлекаемой опрессовочной пробкой 22.
Закачкой технологической жидкости в межколонное пространство скважины (на фиг.1, 2, 3 не показано) производят опрессовку клапанного узла 6, то есть проверяют под давлением, ожидаемым на клапанный узел 6 после продавки цементного раствора в межколонное пространство скважины, герметичность работы обратных клапанов 9 и 10, при этом пропуски не допускаются.
Убедившись в герметичности клапанного узла 6, производят спуск всех труб хвостовика 1 с воронкой 2 (см. фиг.1) в скважину с доливом в него технологической жидкости, после чего производят опрессовку труб хвостовика 1. Затем в хвостовик 1 с устья скважины спускают ловитель на канате, производят захват и извлечение извлекаемой опрессовочной пробки 22 из скважины.
Далее спускают в хвостовик 1 нижний конец колонны труб 4, который должен быть расчетной длины в зависимости от длины хвостовика 1, оборудован центратором (на фиг.1, 2, 3 не показано) и находится выше на 3-5 метров опрессовочного седла 3 хвостовика 1. После чего приступают к соединению колонны труб 4 с верхним концом хвостовика 1. Для этого сначала на верхний конец нижней части колонны труб 4 наворачивают ниппель, а затем разъединитель 16, выполненный в виде полого корпуса 17, затем устанавливают ниппель 5 в кольцевое сужение 14 воронки 2. Вворачивают штифты 15 (см. фиг.2) в воронку 2, совмещают и вставляют их в пазы 18 полого корпуса 17, при этом штифты 15 размещаются в верхней части коротких проточек 19 пазов 18 - транспортное положение (см. фиг.4).
Далее спускают собранную компоновку (хвостовик 1 с колонной труб 4) до упора на забой скважин, что контролируют по индикатору веса (на фиг.1, 2, 3, 4 не показано), размещенному на устье скважин.
Затем производят разъединение колонны труб 4 от хвостовика 1. Для этого производят полную разгрузку колонны труб 4 на забой скважины, при этом штифты 15 перемещаются из нижней части коротких продольных проточек 19 пазов 18 в их верхнюю часть, а полый корпус 17 своим нижним торцом упирается в верхний торец кольцевого сужения 14 (см. фиг.2).
Затем поворачивают колонну труб 4 против часовой стрелки на угол не менее 90° и поднимают колонну труб на 2-3 метра, причем штифты 15 перемещаются из верхней части коротких продольных проточек 19 через технологические проточки 21 в свободные продольные проточки 20 пазов 18 и покидают их, при этом происходит отсоединение колонны труб 4 от хвостовика 1.
В результате ниппель 5 (см. фиг.3) размещается в пределах кольцевого сужения 14 воронки 2, то есть ниппель 5 входит в герметичное взаимодействие своими уплотнительными кольцами 23 с кольцевым сужением 14 воронки 2.
Заполняют колонну труб 4 технологической жидкостью и производят вызов циркуляции прямой промывкой по колонне труб 4, хвостовик 1, клапанный узел 6, фильтр 12 через межколонное пространство скважины на устье. Затем в колонну труб 4 закачивают расчетное количество цементного раствора и продавливают его жидкостью продавки в межколонное пространство скважины.
После закачки цементного раствора в межколонное пространство скважины колонну труб 4 с ниппелем 5 поднимают на 1-2 метра так, чтобы ниппель 5 находился вне кольцевого сужения 14 воронки 2, при этом уплотнительные кольца 23 ниппеля 5 выходят из герметичного взаимодействия с кольцевым сужением 14 воронки 2.
Далее прямой промывкой по колонне труб 4 производят вымывание излишков цементного раствора из внутренней полости хвостовика 1.
Затем полностью извлекают из скважины колонну труб 4 с полым корпусом 17, ниппелем 5, после чего оставляют скважину на ожидание затвердевания цемента (ОЗЦ).
По окончании времени ОЗЦ опрессовочное седло 3, клапанный узел 6 и алюминиевая заглушка 13 разбуриваются.
Предлагаемое устройство для цементирования хвостовика в скважине обладает простой технологией проведения работ, что позволяет снизить материальные затраты на цементирование хвостовика в скважине, а сокращение спуско-подъемных операций, осуществляемых в процессе цементирования хвостовика, позволит сократить общее время проведения работ и сократить финансовые затраты на ремонт скважины.