Центратор для труб нефтяных и газовых скважин

 

Изобретение относится к бурению нефтяных и газовых скважин, а именно к устройствам для центрирования обсадных колонн. Центратор включает полый корпус и зажимную втулку. На корпусе и зажимной втулке размещены центрирующие ребра, выполненные в виде спирали. Шаг спирали ребра корпуса больше шага спирали ребра зажимной втулки. На внутренних сопрягаемых поверхностях корпуса и зажимной втулки выполнены винтовые нарезки, имеющие противоположное направление. Направление спирали центрирующих ребер корпуса противоположно направлению его внутренней винтовой нарезки. Изобретение обеспечивает повышение надежности закрепления центратора на обсадной трубе. 1 з.п.ф-лы, 3 ил.

Изобретение относится к области бурения нефтяных и газовых скважин, а именно к устройствам для центрирования обсадных колонн.

Известен центратор типа ЦЦ-1 (авт. св. 363639, кл. Е 21 В 17/10), состоящий из двух сборных кольцевых обойм, соединенных между собой дугообразными упругими планками. Центратор комплектуется ограничительным кольцевым якорем, располагаемым на обсадной трубе между обоймами центратора и неподвижно закрепляемым на трубе клином через специальный паз.

Недостатком данного устройства является сравнительно небольшая механическая прочность его закрепления на обсадной трубе (допускаемая осевая нагрузка не более 1200 кГс), в силу чего такое закрепление используется, как правило, в упругих деформируемых центраторах-фонарях, при спуске которых в скважину сдвигающие осевые усилия сравнительно невелики.

Известен центратор, выполненный в виде полого корпуса, фиксируемого на обсадной трубе посредством крепежных шпилек, располагаемых в сквозных резьбовых отверстиях в теле корпуса (патент 2159839, БИ 33, 2000 г.).

Такое закрепление жестких центраторов на обсадных трубах является недостаточно надежным, т.к. на практике отмечены случаи (методом акустического зондирования после крепления обсадной колонны) отсутствия таких центраторов в местах их первоначального закрепления.

Ближайшим техническим решением, выбранным авторами за прототип, является центратор, выполненный в виде установленных на трубе с эксцентриситетом полого корпуса и зажимной втулки, которые кроме сопрягаемых с поверхностью трубы внутренних цилиндрических поверхностей имеют сопрягаемые друг с другом внутреннюю и наружную цилиндрические поверхности, а на наружной поверхности корпуса и зажимной втулки установлены центрирующие ребра (см. НТЖ "Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море", 10-11, 1995 г. , с. 29).

Недостатком данного устройства является невысокая надежность его закрепления на обсадной трубе. Недостаток обуславливается тем, что в процессе спуска обсадной колонны в скважину центратор испытывает значительные статические и ударные нагрузки, особенно в наклонных и горизонтальных скважинах, под действием веса колонны, в силу чего может произойти как сползание центратора по трубе, так и раскрепление всего узла по сопрягаемым поверхностям.

Задача изобретения - повышение надежности закрепления центратора на обсадной трубе.

Поставленная задача достигается за счет того, что в центраторе для труб нефтяных и газовых скважин, выполненном в виде установленных на трубе с эксцентриситетом полого корпуса и зажимной втулки, которые кроме сопрягаемых с поверхностью трубы внутренних цилиндрических поверхностей имеют сопрягаемые друг с другом внутреннюю и наружную поверхности, и установленных на наружных поверхностях корпуса и зажимной втулки центрирующих ребер, на внутренних сопрягаемых с трубой поверхностях корпуса и зажимной втулки выполнены винтовые нарезки, причем направление нарезки корпуса и зажимной втулки противоположное, кроме того, центрирующие ребра корпуса и зажимной втулки выполнены в виде спирали, при этом шаг спирали ребер корпуса больше шага спирали ребер зажимной втулки, кроме того, направление спирали центрирующих ребер корпуса противоположно направлению его внутренней винтовой нарезки.

Сущность изобретения заключается в следующем.

На центраторе при спуске колонны благодаря наличию винтовой нарезки значительно возрастает сопротивление осевому перемещению, кроме того, часть осевой нагрузки трансформируется в крутящий момент, причем для корпуса и зажимной втулки во взаимно противоположных направлениях. При совпадении направлений этих крутящих моментов с крутящими моментами их первоначальной затяжки (что обеспечивается на поверхности при установке центраторов на трубе) осевые усилия при спуске колонны будут работать на дозакрепление центратора на трубе. Наружная поверхность корпуса центратора при движении по стенке скважины вниз благодаря спиральным центрирующим ребрам также будет воспринимать часть осевой нагрузки снизу вверх в виде крутящего момента, работающего на дозакрепление центратора на трубе.

Изобретение поясняется чертежом, где на фиг.1 изображен общий вид центратора, установленного на обсадной трубе; на фиг.2 - его продольный разрез; на фиг.3 - сечение по А-А.

Заявляемое устройство, состоящее из корпуса 1 и зажимной втулки 2, устанавливается на обсадной колонне 3. На корпусе и зажимной втулке размещены центрирующие ребра 4. На внутренних цилиндрических поверхностях корпуса и зажимной втулки выполнена винтовая нарезка 5, 6 в виде многозаходной резьбы, причем направление нарезки противоположное. Центрирующие ребра 4 выполнены в виде спирали, причем шаг спирали ребер корпуса больше шага спирали ребер зажимной втулки. Направление спирали центрирующих ребер корпуса противоположно направлению его винтовой нарезки.

Предлагаемое устройство работает следующим образом.

На поверхности при подготовке к спуску очередной обсадной трубы 3 на нее надеваются корпус 1 и зажимная втулка устройства 2. Труба 3 наворачивается на ранее спущенную трубу. Корпус и втулка передвигаются по трубе к месту установки устройства согласно геолого-геофизическим данным. Вставляются друг в друга и поворачиваются круговым движением. За счет образования по сопрягаемым цилиндрическим поверхностям кругового клина происходит взаимная затяжка корпуса 1, зажимной втулки 2 и трубы 3 относительно друг друга. Окончательное закрепление устройства производится с помощью машинных ключей.

Обсадная труба с закрепленным на ней устройством спускается вниз и устанавливается муфтой на ротор. Процесс повторяется со спуском труб при соответствующей установке устройств согласно плана спуска обсадной колонны.

После спуска обсадной колонны до конечной глубины скважины через нее закачивается цементный раствор. Цементный раствор проходит по затрубному пространству в конце процесса в структурном режиме, т.к. при продавке к "стоп - кольцу" производительность продавки снижается, чтобы не получить гидроудар при посадке продавочной пробки на "стоп - кольцо".

Чтобы обеспечить хороший контакт цементного раствора с породой, его структуру разрушают благодаря закручиванию потока с помощью спиральных ребер 4. При этом структура цементного раствора активно разрушается на переходе от корпуса к втулке (т.е. на их стыке при переходе от спирали ребер с увеличенным шагом к ребрам с уменьшенным шагом).

При прохождении между ребрами втулки поток цементного раствора закручивается, что обеспечивает лучшую очистку поверхности стенок скважины.

Жидкий цементный раствор обладает более высокой вымывающей способностью по отношению к глинистому раствору, расположенному между колонной и нижней стенкой в наклонной скважине.

Преимуществом заявляемого технического решения по сравнению с известным является его надежная работа, что значительно увеличит срок службы скважины.

Формула изобретения

1. Центратор для труб нефтяных и газовых скважин, выполненный в виде установленных на трубе с эксцентриситетом полого корпуса и зажимной втулки, которые кроме сопрягаемых с поверхностью трубы внутренних цилиндрических поверхностей имеют внутреннюю и наружную цилиндрические поверхности, а наружные поверхности корпуса и зажимной втулки имеют центрирующие ребра, отличающийся тем, что на внутренних сопрягаемых с трубой поверхностях корпуса и зажимной втулки выполнены винтовые нарезки, причем направление нарезки корпуса и зажимной втулки противоположное.

2. Центратор по п.1, отличающийся тем, что центрирующие ребра корпуса и зажимной втулки выполнены в виде спирали, при этом шаг спирали ребра корпуса больше шага спирали ребра зажимной втулки, кроме того, направление спирали центрирующих ребер корпуса противоположно направлению его внутренней винтовой нарезки.

РИСУНКИ

Рисунок 1, Рисунок 2, Рисунок 3