Подземное оборудование для эксплуатации скважин

 

Изобретение относится к подземному скважинному оборудованию для добычи нефти и газа. Подземное оборудование содержит размещаемую в эксплуатационной колонне /ЭК/ 4 цилиндрическую втулку /В/ 1, жестко связанную нижним концом с гильзой 2. К нижней части гильзы 2 присоединена обойма 5 и днище 7 с центральным осевым каналом 8, перекрываемым шаровым запорным органом 9. Обойма 5 и днище 7 связаны срезными элементами 6. Сверху на В 1 размещен кожух К 17, имеющий осевые промывочные каналы 18 и центральной осевой канал для размещения насосно-компрессорной трубы 12. В K 17 выполнена внутренняя канавка, а во B I - наружная для размещения в них фиксирующего элемента 19 в виде разрезного пружинистого кольца. Внутри K 17 и B I размещен поршень 14, который имеет возможность возвратно-поступательного перемещения внутри них. Над муфтой 13 установлен K В 17, а под ней - поршень 14, в котором выполнены дополнительные осевые каналы для установки в них ингибиторного 16 и циркуляционного 15 клапанов. Высота внутренней части K 17 превышает расстояние от нижнего торца поршня 14 до верхнего торца муфты 14. Диаметр центрального осевого канала K 17 меньше наружного диаметра муфты 13, но превышает наружный диаметр трубы 12. Гильза 2 выполнена из пластичного материала и покрыта слоем уплотнительного материала 3. На колонне труб B I с гильзой 2, обоймой 5 и днищем 7 опускают в ЭК 4 на расчетную глубину. В гильзе 2 создают избыточное гидравлическое давление. Гильза 2 деформируется в радиальном направлении и плотно прижимается к стенкам ЭК 4. Затем срезные элементы 6 разрушаются и днище 7 с запорным органом 9 опускаются на забой. Колонну труб отсоединяют от BI и поднимают на устье, где к ним присоединяют поршень 14, на который надвинут K 17. Последний с поршнем внутри спускают в ЭК 4. K 17 Садится на B I и фиксируется на ней с помощью элемента 19. Поршень 14 заводят во BI. После этого производят обвязку устья и переходят к необходимым последующим операциям: промывке, геофизическим исследованиям, перфорационно-прострелочным работам, освоению, вводу в эксплуатацию и т.д. 6 з.п. ф-лы, 2 ил.

Изобретение относится к горной промышленности, а именно к подземному скважинному оборудованию для добычи нефти и газа.

Известно подземное оборудование для эксплуатации скважин, содержащее размещение в эксплуатационной колонне колонну насосно-компрессорных труб (НКТ) с пакером для разобщения пласта и затрубного пространства скважины. Над пакером установлены циркуляционный и ингибиторный клапан, посадочный ниппель, забойный клапан-отсекатель и т.д. [1] В известном оборудовании отсутствуют такие необходимые узлы как телескопический компенсатор изменения длины колонны НКТ, а также разъединитель колонны НКТ. Из-за отсутствия компенсатора колонна НКТ при температурных изменениях в скважине будет испытывать значительные сжимающие и растягивающие нагрузки, что может вызвать ее преждевременное разрушение. Отсутствие разъединителя колонны НКТ не позволит поднять скважинное оборудование без срыва пакета. Все это в значительной мере усложняет возможность безаварийной эксплуатации скважины и усложняет возможность проведения подземного ремонта.

Наиболее близким к предлагаемому техническому решению является подземное скважинное оборудование для безопасной эксплуатации скважин [2] Оно включает в себе установленную в эксплуатационной колонне колонну НКТ с гидравлическим пакером и якорем. В колонне НКТ под пакером размещен посадочный ниппель, а над пакером разъединитель колонны НКТ, циркуляционный и ингибиторный клапан, телескопический компенсатор, клапан-отсекатель и др. Недостатком прототипа является сложность обслуживания подземного скважинного оборудования с помощью канатной техники, требующая нахождения на скважине специальной техники и высококвалифицированного персонала, низкая надежность работ по установке и срыву пакера с якорем в случае небходимости, частое преждевременное разъединение телескопического компенсатора при посадках во время спуска инструмента в скважину и т.д.

Задачей предлагаемого технического решения является повышение надежности работы подземного скважинного оборудования, упрощение его обслуживания, а также облегчение процесса проведения ремонтных, профилактических и прочих работ в скважине.

Поставленная задача достигается тем, что подземное оборудование для эксплуатации скважин, содержащее размещенную в эксплуатационной колонне колонну насосно-компрессорных труб, которые соединены между собой муфтами, включающую в свой состав пакер с центральным осевым каналом и уплотнительными элементами, размещенными на его наружной боковой поверхности, циркуляционный и ингибиторный клапан в телескопический компенсатор, снабжено цилиндрической втулкой, гильзой с обоймой, днищем и кожухом в виде стакана, причем кожух выполнен со ступенчатой внутренней поверхностью, а втулка со ступенчатой внутренней и наружной поверхностями, при этом на верхнем конце втулки выполнена наружная кольцевая канавка, а на нижнем конце кожуха ответная ей внутренняя кольцевая канавка для размещения в них фиксирующего элемента, выполненного в виде разрезного пружинистого кольца, причем пакер имеет вид поршня с дополнительными осевыми каналами, в которых установлены циркуляционный и ингибиторный клапаны, а сам поршень имеет возможность возвратно-поступательного перемещения внутри кожуха и втулки, которая выполнена с внутренней присоединительной резьбой для спуска оборудования в скважину и своим нижним концом жестко связана с гильзой, нижний конец которой в свою очередь соединен с обоймой, а последняя с днищем посредством срезных элементов, причем днище имеет коническую внутреннюю поверхность и центральный осевой канал, перекрываемый шаровым запорным органом, при этом кожух имеет центральный осевой канал для размещения в нем насосно-компрессорной трубы и осевые промывочные каналы, поршень установлен ниже муфты, а кожух выше, причем высота внутренней части последнего больше, чем расстояние от нижнего торца поршня до верхнего торца муфты, при этом диаметр центрального осевого канала кожуха меньше наружного диаметра муфты, но больше наружного диаметра насосно-компрессорной трубы, а кожух, втулка и обойма снабжены установленными на их наружных поверхностях центрирующими элементами, причем гильза выполнена из пластичного материала, снаружи покрыта слоем уплотнительного материала, который может быть распределен равномерно по длине гильзы, а может иметь плавно изменяющуюся толщину слоя, которая имеет максимальную толщину на концах гильзы, а минимальную в ее средней части, при этом гильза может быть в транспортном положении деформирована в радиальном направлении по всей длине, причем над кожухом, в его крайнем нижнем положении, на трубе установлен стопор в виде хомута из двух полуколец. Таким образом, заявляемое техническое решение соответствует критерию "новизна".

Сравнительный анализ заявленного технического решения, проведенный по технической и патентной литературе, не только с прототипом, но и с другими известными техническими решениями в данной области техники, не выявил в них признаки, отличающие заявленное техническое решение от прототипа, что позволяет сделать вывод о соответствии критерию "изобретательский уровень".

На фиг. 1 показан общий вид втулки с гильзой при их спуске в эксплуатационную колонну, на фиг. 2 общий вид подземного оборудования, установленного в скважине.

Подземное оборудование для эксплуатации скважин состоит из толстостенной цилиндрической втулки 1 с тщательно обработанной внутренней поверхностью. Втулка 1 имеет ступенчатые внутренние и наружные поверхности. Сверху на ней выполнена наружная кольцевая канавка, а в нижней части имеется внутренняя присоединительная (левая) резьба для спуска оборудования в скважину на колонне НКТ. Нижний конец втулки 1 жестко связан с гильзой 2, выполненной из пластичного, легкодеформируемого материала (сплавов алюминия, меди, малоуглеродистой стали и др.). Снаружи гильза 2 покрыта слоем уплотнительного материала 3. В качестве последнего может быть использована пластмасса, резина, медь, свинец и др. Слой уплотнительного материала 3 может быть нанесен равномерно по всей поверхности гильзы 2 или неравномерно от минимальной толщины в средней части гильзы 2 до максимальной на ее концах. Пластические свойства материала гильзы 2 и толщина стенок должны обеспечить возможность ее деформации в радиальном направлении до плотного прижатия к внутренней поверхности эксплуатационной колонны 4. Гильза 2 может быть перед спуском в скважину предварительно деформирована в радиальном направлении по всей длине с целью уменьшения наружного диаметра в транспортном положении. К нижней части гильзы 2 жестко присоединена обойма 5, которая с помощью срезных элементов 6 связана с днищем 7. Диаметр срезных элементов 6 выбирается таким образом, чтобы их разрушение произошло после окончательной деформации гильзы 2 и ее надежного прижатия к стенкам эксплуатационной колонны 4. Внутренняя поверхность днища 7 выполнена конической. В днище 7 имеется центральный осевой канал 8, который может перекрываться шаровым запорным органом 9. Днище 7 и шаровой запорный орган 9 выполнены из легко разбуриваемого материала.

Втулка 1 спускается в эксплуатационную колонну 4 с помощью переводника 10, который также имеет левую присоединительную резьбу. Переводник 10 имеет центральный осевой канал, в верхней наружной части переводника установлена самоуплотняющаяся манжета 11, которая, во-первых, предохраняет присоединительную резьбу от промыва, а, во-вторых, защищает внутреннюю поверхность втулки 1 при перемещении внутри нее переводника 10. Последний присоединен к колонне НКТ, состоящей из труб 12, соединенных посредством муфт 13.

Во втулке 1 размещен поршень 14, имеющий центральный осевой канал. На боковой наружной поверхности поршня 14 установлены кольцевые уплотнительные элементы для его герметизации во втулке 1. В поршне 14 выполнены дополнительные осевые каналы, в которых установлены циркуляционный 15 и ингибиторный 16 обратные клапаны. Поршень 14 размещен под муфтой 13, а над ней кожух 17, выполненный в виде стакана со ступенчатой внутренней поверхностью, центральным осевым каналом и промывочными осевыми каналами 18. Диаметр центрального осевого канала кожуха 17 превышает наружный диаметр трубы 12, но меньше, чем наружный диаметр муфты 13. В нижней части кожуха 17 выполнена внутренняя кольцевая канавка, ответная наружной кольцевой канавке на втулке 1, для размещения в них фиксирующего элемента 19. Он имеет вид разрезного пружинистого кольца. Внутренний диаметр кожуха 17 выполнен равным внутреннему диаметру втулки 1 для обеспечения размещения в нем поршня 14.

Поршень 14 имеет возможность возвратно-поступательного перемещения внутри втулки 1 и кожуха 17. Высота "а" внутренней части кожуха 17 должна быть больше расстояния "в" от нижнего торца поршня 14 до верхнего торца муфты 13, которая размещена непосредственно над поршнем 14. Это условие позволяет обеспечить заход поршня 14 в кожух 17 перед подъемом подземного оборудования на устье скважины для проведения профилактических работ, ремонта и т.д. и сохранность поршня 14 во время подъема.

Дополнительное подземное скважинное оборудование может быть установлено в колонне НКТ ниже поршня 14 или выше муфты, которая размещена непосредственно над муфтой 13 (т.к. кожух 17 может перемещаться по трубе 12).

На наружной поверхности втулки 1, кожуха 17 и обоймы 5 размещены центрирующие элементы 20, которые облегчают спуск и подъем подземного оборудования внутри эксплуатационной колонны 4.

Длины втулки 1 и трубы 12 (установленной между муфтами 13 и вышерасположенной определяют исходя из величины изменения длины колонны НКТ при предполагаемых температурных колебаниях в скважине.

Длину гильзы 2 для надежного закрепления втулки 1 в эксплуатационной колонне 4 выбирают, исходя из внутреннего диаметра последней, ожидаемого перепада давления на пакере (поршне 14), площади проходного канала втулки 1 и т. д. Также расчетная путем определяют величину максимального гидравлического давления, необходимого для установки гильзы 2 в эксплуатационной колонне 4 (при этом учитывают толщину стенки, длину, форму гильзы 2, а также материал, из которого она изготовлена).

Подземное оборудование для эксплуатации скважины работает следующим образом.

В подготовленную эксплуатационную колонну 4 спускают на переводнике 10 втулку 1 с гильзой 2, обоймой 5 и днищем 7. Шаровой запорный орган 9, работая как обратный клапан, не препятствует спуску оборудования. В кольцевой канавке втулки 1 установлен фиксирующий элемент 19. Достигнув заданного интервала, спуск прекращают и в колонну НКТ начинают насосным агрегатом закачивать жидкость. Шаровой запорный орган 9 при этом перекрывает центральный осевой канал 8 в днище 7. Увеличение гидравлического давления внутри гильзы 2 вызывает ее пластическую деформацию. Гильза 2 увеличивается в радиальном направлении и плотно прижимается к стенкам эксплуатационной колонны 4. Слой уплотнительного материала 3 способствует надежной герметизации между стенками гильзы 2 и эксплуатационной колонны 4.

Гидравлическое давление внутри гильзы 2 продолжает увеличиваться, в определенный момент происходит разрушение срезных элементов 6. Днище 7 и шаровой запорный орган 9 отделяются от обоймы 5 и спускаются на забой скважины. По падению давления на напорной линии насосного агрегата отмечают разрушение срезных элементов 6 и процесс закачки жидкости прекращают.

Вращением инструмента в правую сторону отсоединяют переходник 10 от втулки 1 и поднимают колонну НКТ на устье. Втулка 1 и гильза 2 с обоймой 5 остаются в эксплуатационной колонне 4.

На устье в колонне НКТ устанавливают поршень 14 с отрегулированными на заданные величины давления циркуляционным 15 и ингибиторным 16 обратными клапанами. Выше поршня 14 устанавливают муфту 13 и трубу 12. Кожух 17 располагают на трубе 12 между муфтой 13 и муфтой, размещенной над ней. Перед спуском в скважину кожух 17 надвигают на поршень 14 до упора в муфту 13. В этом положении кожух 17 фиксируют на трубе 12 с помощью стопора (на чертежах не указан). Стопор не позволяет поршню 14 выйти из кожуха 17 при случайных, непредвиденных посадках инструмента в процессе спуска. Стопор выполнен в виде хомута из двух обрезиненных с внутренней стороны полуколец. Его устанавливают на теле трубы 12 над кожухом 17, в крайнем нижнем положении последнего, т. е. когда кожух 17 взаимодействует с муфтой 13. При расчетном усилии кожух 17 может сдвигать стопор по телу трубы 12.

Затем колонну НКТ спускают до интервала размещения втулки 1. На завершающем этапе скорость спуска снижают для обеспечения плавной посадки и фиксации кожуха 17 на втулке 1 и производят заход поршня 14 во втулку 1, а также его размещение в расчетном месте последней, после чего переходят к обвязке устья скважины.

После обвязки устья приступают к выполнению необходимых технологических работ: геофизическим исследованиям скважины, перфорационно-прострелочным работам, промывке скважины, освоению, вводу в эксплуатацию и др.

В процессе эксплуатации неподвижная втулка 1 и подвижный поршень 14 выполняют одновременно роль пакера и телескопического компенсатора изменения длины колонны НКТ при температурных колебаниях. В случае необходимости подъема колонны НКТ производят ее плавный натяг. При этом поршень 14 входит в кожух 17, а муфта 13, упираясь в кожух 17, обеспечивает размыкание фиксирующего элемента 19. После этого подземное скважинное оборудование вместе с колонной НКТ извлекают на поверхность.

Процесс повторного спуска подземного скважинного оборудования аналогичен описанному выше.

В случае необходимости втулка 1 может быть отсоединена от гильзы 2 (например, с помощью труборезки) и поднята на поверхность.

Предлагаемое подземное оборудование для эксплуатации скважин может работать в автономном режиме, не требует обслуживания с помощью канатной техники, не содержит в своей компоновке ненадежные телескопический компенсатор и пакер с якорем, позволяет проводить любые виды геофизических работ и т.д.

Формула изобретения

1. Подземное оборудование для эксплуатации скважин, включающее установленную в эксплуатационной колонне колонну насосно-компрессорных труб, соединенных между собой муфтами, оборудованную пакером с центральным осевым каналом и размещенными на боковой наружной поверхности уплотнительными элементами, циркуляционным и ингибиторным клапанами, а также телескопическим компенсатором изменения длины колонны насосно-компрессорных труб, отличающееся тем, что оно снабжено размещаемыми в эксплуатационной колонне цилиндрической втулкой со ступенчатыми внутренней и наружной поверхностями, гильзой с обоймой, днищем и кожухом в виде стакана со ступенчатой внутренней поверхностью, причем пакер выполнен в виде поршня с дополнительными осевыми каналами для размещения в них ингибиторного и циркуляционного клапанов и имеет возможность возвратно-поступательного перемещения внутри кожуха и втулки, которая выполнена в верхней части с наружной кольцевой канавкой для размещения в ней фиксирующего элемента, в нижней с внутренней присоединительной резьбой для обеспечения возможности спуска оборудования в скважину, а нижний конец втулки жестко связан с верхним концом гильзы, нижний конец которой соединен с обоймой, причем кожух выполнен с центральным осевым каналом для размещения в нем насосно-компрессорной трубы, осевыми промывочными каналами и с внутренней кольцевой канавкой в нижней части для размещения фиксирующего элемента, при этом последний выполнен в виде разрезного пружинистого кольца, а обойма с помощью срезных элементов связана с днищем, которое выполнено с конической внутренней поверхностью и имеет центральный осевой канал, перекрываемый с помощью шарового запорного органа, причем поршень установлен ниже муфты насосно-компрессорной трубы, а кожух выше муфты, при этом высота внутренней части кожуха превышает расстояние от нижнего торца поршня до верхнего торца размещенной над ним муфты, а диаметр центрального осевого канала кожуха меньше наружного диаметра муфты, но больше наружного диаметра насосно-компрессорной трубы.

2. Оборудование по п. 1, отличающееся тем, что оно снабжено стопором, установленным на насосно-компрессорной трубе над кожухом в крайнем нижнем положении последнего, и выполненным в виде хомута из обрезиненных с внутренней стороны полуколец.

3. Оборудование по пп. 1 и 2, отличающееся тем, что втулка, кожух и обойма снабжены центрирующими элементами, установленными на их наружных поверхностях.

4. Оборудование по пп. 1 3, отличающееся тем, что гильза выполнена из пластичного материала, например, сплавов алюминия, меди, малоуглеродистой стали.

5. Оборудование по пп.1 4, отличающееся тем, что гильза в транспортном положении выполнена деформированной в радиальном направлении по всей длине.

6. Оборудование по пп.1 5, отличающееся тем, что гильза снаружи покрыта слоем уплотнительного материала, например, резины, пластмассы, свинца, меди.

7. Оборудование по пп.1 6, отличающееся тем, что толщина слоя уплотнительного материала плавно изменяется, имея минимальную величину в средней части гильзы, а максимальную на ее концах.

РИСУНКИ

Рисунок 1, Рисунок 2