RU2068941C1

RU2068941C1 - Well bottom preventer

Info

Publication number: RU2068941C1
Authority: RU
Inventors: В.Ю. Ванцев; В.В. Ветошкин; В.А. Каплун; И.А. Козубовский; Н.М. Макеев; Б.Н. Хахаев
Original assignee: Камский научно-исследовательский институт комплексных исследований глубоких и сверхглубоких скважин
Priority date: 1990-02-27
Filing date: 1990-02-27
Publication date: 1996-11-10

Abstract

FIELD: well drilling. SUBSTANCE: well bottom PREVENTER includes hollow casing 1 with by-pass channel 2 and flush channel 3 related to pipe string, sealing gland 4 forming chamber 5 together with the casing. The chamber is related to pressure source. Pipe 6 related through cutting member 7 to casing 1 and hollow slide valve 8 with seat 9 for isolating valve and flush channels 10. The pipe has flush channels 12 aligned with flush channels 10 of the slide valve that forms ring cavity 15 with pipe 6. Annular piston 16 and valve sleeve 17 are placed in the annular cavity 15 so as to be moved along the axis. Valve sleeve 17 is related through cutting member 18 to the casing. Pressure source is placed in the annular cavity between piston 16 and sleeve 17 and made in the form of a charge of slowly burning substance 19 with electric detonator 20. Inflammation of the charge and initiating substance 19 occurs when magnetic sleeve 31 takes casing 1 port opposite magnetically controlled contacts 23. Sealing gland is expanded under liquid pressure being displaced by piston 16 that moves down under the pressure of gases generating as a result of burning charge 19. With gas pressure kept growing pins 18 are cut off and sleeve 17 comes up to open flush channels of casing 3, pipes 12 and slide valve 10. As a result drilling mud is replaced over pipe driver. Isolating valve 32 is installed to flush space under the pipe driver. The valve takes seat 9 of the slide valve and moves it down. Pipe string space is open through channel 13 below isolating valve. By-pass channel 2 is open to the space beyond one under the pipe driver. EFFECT: high efficiency. 2 cl, 4 dwg

Description

Изобретение относится к области бурения нефтяных и газовых скважин, а именно к устройствам, предназначенным для предупреждения и ликвидации выбросов и открытых фонтанов при бурении скважин. The invention relates to the field of drilling oil and gas wells, and in particular to devices designed to prevent and eliminate emissions and open fountains when drilling wells.

Целью изобретения является повышение эффективности работы забойного превентора за счет обеспечения замены бурового раствора в подпакерной части ствола скважины при перекрытом затрубном пространстве. The aim of the invention is to increase the efficiency of the downhole preventer by providing replacement of the drilling fluid in the under-packer part of the wellbore with an annular space blocked.

Указанная цель достигается тем, что забойный превентор, включающий связанный с колонной труб полый корпус с обводным и промывочными каналами, уплотнительную манжету, образующую с корпусом заполненную жидкостью камеру, связанную с источником давления, установленную концентрично в корпусе и друг относительно друга с возможностью осевого перемещения патрубок, связанный срезным элементом с корпусом и полый золотник с седлом под запорный клапан и промывочными каналами, связанный срезным элементом с патрубком, имеющим промывочные каналы, совмещенные с промывочными каналами золотника и сообщающими после герметизации кольцевого пространства, внутритрубное пространство с затрубным надпакерным пространством и циркуляционные каналы, перекрытые золотником, гидравлически связывающие в крайнем нижнем положении золотника, перекрытого запорным клапаном, полости колонны труб над запорным клапаном с обводным каналом корпуса и затрубным подпакерным пространством, снабжен кольцевыми поршнем и клапанной втулкой, корпус выполнен с кольцевым пазом, образующим с патрубком кольцевую полость, в которой с возможностью осевого перемещения размещены поршень и втулка, связанная срезным элементом с корпусом и перекрывающая промывочные каналы корпуса, патрубка и золотника, а источник давления размещен в кольцевой полости между поршнем и втулкой, при этом обводной канал корпуса сообщается с циркуляционными каналами патрубка, а в крайнем нижнем положении золотника сообщается с затрубным надпакерным пространством. Кроме того, источник давления выполнен в виде заряда медленно горящего вещества с электродетонатором и узла инициирования, который установлен в верхней части корпуса с возможностью взаимодействия с управляющей магнитной втулкой. Данная конструкция дает возможность замены бурового раствора в подпакерной части ствола скважины при перекрытом затрубном пространстве, что повышает эффективность работы забойного превентора. Кроме того, предлагаемая конструкция превентора обеспечивает возможность создания высокого давления в камере уплотнительной манжеты, что также повышает эффективность работы превентора. This goal is achieved in that the downhole preventer, including a hollow body connected to the pipe string with bypass and flushing channels, a sealing collar, forming a fluid-filled chamber connected to the body, connected to a pressure source, mounted concentrically in the body and relative to each other with axial movement of the nozzle connected by a shear element to the body and a hollow spool with a seat for a shut-off valve and flushing channels, connected by a shear element with a nozzle having flushing channels, with combined with flushing channels of the slide valve and communicating after sealing the annular space, the in-pipe space with the annular over-packer space and circulation channels blocked with the slide valve, hydraulically connecting in the lowermost position of the slide valve blocked by the shut-off valve, the pipe string cavity above the shut-off valve with the bypass channel of the housing and the annular under-packer space, equipped with an annular piston and valve sleeve, the housing is made with an annular groove, forming an annular ring with a nozzle a cavity in which a piston and a sleeve are placed with the possibility of axial movement, connected by a shear element to the body and overlapping the washing channels of the housing, the nozzle and the spool, and the pressure source is placed in the annular cavity between the piston and the sleeve, while the bypass channel of the housing communicates with the circulation channels the nozzle, and in the lowermost position of the spool communicates with the annular nadpakerny space. In addition, the pressure source is made in the form of a charge of a slowly burning substance with an electric detonator and an initiation unit, which is installed in the upper part of the housing with the possibility of interaction with the control magnetic sleeve. This design makes it possible to replace the drilling fluid in the sub-packer part of the wellbore with an annular space blocked, which increases the efficiency of the downhole preventer. In addition, the proposed design of the preventer provides the ability to create high pressure in the chamber of the sealing collar, which also increases the efficiency of the preventer.

Сопоставительный анализ с прототипом позволяет сделать вывод, что заявляемый забойный превентор отличается тем, что он снабжен кольцевым поршнем и клапанной втулкой, корпус выполнен с кольцевым пазом, образующим с патрубком кольцевую полость, в которой с возможностью осевого перемещения размещены поршень и втулка, связанная срезным элементом с корпусом и перекрывающая промывочные каналы корпуса, патрубка и золотника, а источник давления размещен в кольцевой полости между поршнем и втулкой, при этом обводной канал корпуса сообщается с циркуляционными каналами патрубка, а в крайнем нижнем положении золотника сообщается с затрубным надпакерным пространством, кроме того, источник давления выполнен в виде заряда медленно горящего вещества с электродетонатором и узла инициирования, который установлен в верхней части корпуса с возможностью взаимодействия с управляющей магнитной втулкой. Comparative analysis with the prototype allows us to conclude that the inventive downhole preventer is characterized in that it is equipped with an annular piston and valve sleeve, the housing is made with an annular groove forming an annular cavity with a nozzle, in which the piston and the sleeve associated with the shear element are axially moved with the housing and covering the washing channels of the housing, pipe and spool, and the pressure source is placed in the annular cavity between the piston and the sleeve, while the bypass channel of the housing communicates with Circulator nozzle channels, and in the lowest position of the spool communicates with the annular space nadpakernym further pressure source it is designed as a burning material slowly charge with electric detonators, and initiating node, which is mounted in the upper portion of the housing for engagement with the control magnetic sleeve.

Таким образом, заявляемый забойный превентор соответствует критерию изобретения "новизна". Thus, the claimed downhole preventer meets the criteria of the invention of "novelty."

Сравнение заявляемого технического решения не только с прототипом, но и с другими техническими решениями в исследуемой области, но есть бурения нефтяных и газовых скважин, не позволило выявить в них следующие признаки, отличающие заявляемое решение от прототипа:
корпус выполнен с кольцевым пазом, образующим с патрубком кольцевую полость, в которой с возможностью осевого перемещения размещены поршень и втулка, связанная срезным элементом с корпусом и перекрывающая промывочные каналы корпуса, патрубка и золотника;
источник давления размещен в кольцевой полости между поршнем и втулкой;
обводной канал корпуса сообщается с циркуляционными каналами патрубка, а в крайнем нижнем положении золотника сообщается с затрубным надпакерным пространством.Comparison of the claimed technical solution not only with the prototype, but also with other technical solutions in the studied area, but there are drilling of oil and gas wells, did not reveal the following features that distinguish the claimed solution from the prototype:
the housing is made with an annular groove forming an annular cavity with a nozzle, in which a piston and a sleeve are connected with axial movement, connected by a shear element to the housing and overlapping the washing channels of the housing, nozzle and spool;
a pressure source is placed in the annular cavity between the piston and the sleeve;
the bypass channel of the housing communicates with the circulation channels of the nozzle, and in the lowermost position of the spool communicates with the annular over-packer space.

Что позволяет сделать вывод о соответствии критерию "существенные отличия". That allows us to conclude that the criterion of "significant differences".

Сущность изобретения поясняется чертежом, где на фиг. 1 показан забойный превентор в процессе бурения; на фиг. 2 забойный превентор в момент перекрытия затрубного пространства и открытия каналов для промывки надпакерного пространства и открытия каналов для промывки надпакерного пространства скважины; на фиг. 3 забойный превентор в момент открытия канала для промывки надпакерного пространства скважины; на фиг. 4 забойный превентор в момент распакеровки. The invention is illustrated in the drawing, where in FIG. 1 shows a downhole preventer during drilling; in FIG. 2 downhole preventer at the moment of blocking the annulus and opening the channels for washing the overpacker space and opening the channels for washing the overpacker space of the well; in FIG. 3 downhole preventer at the time of opening the channel for washing the above-packer space of the well; in FIG. 4 downhole preventer at the time of unpacking.

Забойный превентор включает связанный с колонной труб полый корпус 1 с обводным 2 и промывочными 3 каналами, уплотнительную манжету 4, образующую с корпусом заполненную жидкость камеру 5, связанную с источником давления, установленные концентрично в корпусе и друг относительно друга с возможностью осевого перемещения патрубок 6, связанный срезным элементом 7 с корпусом 1 и полый золотник 8 с седлом 9 под запорный клапан и промывочными каналами 10, связанный срезным элементом 11 с патрубком. Патрубок имеет промывочные каналы 12, совмещенные с промывочными каналами 10 золотника и циркуляционные каналы 13, перекрытые золотником 8. Корпус выполнен с кольцевым пазом 14, образующим с патрубком 6 кольцевую полость 15, в которой с возможностью осевого перемещения размещены кольцевой поршень 16 и клапанная втулка 17, связанная срезным элементом 18 с корпусом и перекрывающая промывочные каналы корпуса 3, патрубка 12 и золотника 10. Источник давления размещен в кольцевой полости между поршнем 16 и втулкой 17 и выполнен в виде заряда медленно горящего вещества 19 с электродетонатором 20 и узла инициирования 21, который установлен в верхней части корпуса с возможностью взаимодействия с управляющей магнитной втулкой. Узел инициирования включает термостойкий источник электропитания 22 и магнито-управляемые контакты 23. The downhole preventer includes a hollow body 1 connected to the pipe string with a bypass 2 and flushing 3 channels, a sealing collar 4, a chamber 5 forming a fluid filled with the body, connected to a pressure source, mounted concentrically in the body and relative to each other with the possibility of axial movement of the nozzle 6, connected by a shear element 7 to the housing 1 and a hollow spool 8 with a seat 9 for a shut-off valve and flushing channels 10, connected by a shear element 11 with a nozzle. The nozzle has flushing channels 12 combined with flushing channels 10 of the spool and circulation channels 13 overlapped by the spool 8. The housing is made with an annular groove 14 forming an annular cavity 15 with the nozzle 6, in which the annular piston 16 and valve sleeve 17 are axially moved connected by a shear element 18 with the housing and overlapping the washing channels of the housing 3, the nozzle 12 and the spool 10. The pressure source is placed in the annular cavity between the piston 16 and the sleeve 17 and is made in the form of a charge slowly hot of substance 19 EB 20 and initiating node 21 which is installed in the upper portion of the housing for engagement with the control magnetic sleeve. The initiation unit includes a heat-resistant power source 22 and magnetically controlled contacts 23.

Корпус имеет каналы 24, гидравлически сообщающиеся с камерой 5 уплотнительной манжеты, перекрытые патрубком 6 и канал 25, гидравлически связанный подпоршневое пространство кольцевой полости 15 с камерой уплотнительной манжеты 5, перекрытый обратным клапаном 26. Кроме того, патрубок имеет два ряда каналов 27 и 28, а золотник два ряда каналов 29 и 30. The housing has channels 24, hydraulically connected with the chamber 5 of the sealing collar, blocked by a nozzle 6 and channel 25, hydraulically connected by the piston space of the annular cavity 15 with the chamber of the sealing collar 5, blocked by a check valve 26. In addition, the nozzle has two rows of channels 27 and 28, and the spool is two rows of channels 29 and 30.

Забойный превентор работает следующим образом. Downhole preventer works as follows.

Забойный превентор включают в компоновку бурильной колонны перед вскрытием высоконапорных горизонтов так, чтобы в процессе бурения он находился над продуктивным пластом в интервале, где нет значительных каверн. The downhole preventer is included in the layout of the drill string before opening high-pressure horizons so that during drilling it is above the reservoir in the interval where there are no significant caverns.

При возникновении нефтегазоводопроявления в бурильную колонну вводят магнитную втулку 31, представляющую собой постоянный магнит. Двигаясь в потоке промывочной жидкости, магнитная втулка садится в гнездо корпуса 1 превентора напротив магнито-управляемых контактов 23. В тот момент, когда силовое поле магнитной втулки пересечет магнито-управляемые контакты, произойдет замыкание электрической цепи, воспламенение электродетонаторов 20 и инициирование заряда медленно горящего вещества 19. Под действием давления газов, образующихся при горении заряда 19, кольцевой поршень 16 движется вниз, вытесняя находящуюся под ним жидкость из кольцевой полости 15 через каналы 25 и обратный клапан 26 в камеру 5 уплотнительной манжеты 4. Уплотнительная манжета расширяется до контакта со стенками скважины (обсадной колонны), в результате чего происходит перекрытие затрубного пространства скважины. When oil and gas occurrences, a magnetic sleeve 31, which is a permanent magnet, is introduced into the drill string. Moving in the flow of flushing fluid, the magnetic sleeve sits in the socket of the preventer housing 1 opposite the magnetically controlled contacts 23. At the moment when the magnetic field of the magnetic sleeve crosses the magnetically controlled contacts, the circuit will short circuit, ignite the detonators 20 and initiate a charge of a slowly burning substance 19. Under the influence of the pressure of the gases generated during the combustion of the charge 19, the annular piston 16 moves downward, displacing the liquid underneath it from the annular cavity 15 through the channels 25 and the return second valve 26 into the chamber 5 of the seal 4. The sealing cuff expands to contact with the borehole wall (casing), resulting in overlapping of the annular space of the well.

При дальнейшем повышении давления газов в кольцевой полости до заданной величины штифты 18 срезаются и клапанная втулка 18 под действием возрастающего давления газов движется вверх, открывая промывочные каналы корпуса 3, патрубка 1 2 и золотника 10, в результате чего внутритрубное пространство сообщается с затрубным надпакерным пространством. Через промывочные каналы осуществляется замена бурового раствора в надпакерной части ствола скважины посредством прямой промывки. Через эти же каналы излишние газы, образующиеся при дальнейшем горении заряда 19, выходят в затрубное и внутритрубное пространство. With a further increase in gas pressure in the annular cavity to a predetermined value, the pins 18 are cut off and the valve sleeve 18 moves upward under the action of increasing gas pressure, opening the washing channels of the housing 3, pipe 1 2 and spool 10, as a result of which the in-tube space communicates with the annular over-packer space. Through the flushing channels, the drilling fluid is replaced in the over-packer part of the wellbore by direct flushing. Through these same channels, the excess gases generated during further combustion of the charge 19 exit into the annulus and in-tube space.

После промывки надпакерного пространства приступают к промывке подпакерного пространства скважины. Для этого в бурильную колонну вводится запорный клапан 32, имеющий форму конуса с захватной головкой сверху для обеспечения, при необходимости, возможности его последующего извлечения. Двигаясь в потоке промывочной жидкости, запорный клапан садится в седло 9 золотника, срезая при заданном перепаде давлений штифты 11, и перемещая золотник 8 в крайнее нижнее положение. При этом полость колонны труб над запорным клапаном гидравлически сообщается через циркуляционный канал 13 и обводной канал 2 с затрубным подпакерным пространством. Кроме того, каналы 28 и 29 совмещаются, а промывочный канал 12 патрубка перекрывается. Замена бурового раствора в подпакерной зоне осуществляется посредством обратной промывки. Подаваемый буровыми насосами или цементировочными агрегатами буровой раствор движется в колонне бурильных труб, затем через циркуляционный канал 13 и обводной канал 2 поступает в затрубное пространство подпакерной части ствола скважины, далее через долото во внутритрубное пространство и через каналы 28 и 29, кольцевую полость 15 и промывочные каналы 3 корпуса в затрубное пространство надпакерной части ствола скважины. После замены бурового раствора по всему стволу скважины приступают к распакеровке затрубного пространства. After washing the over-packer space, they begin to rinse the under-packer space of the well. To do this, a shut-off valve 32 is introduced into the drill string, having the shape of a cone with a gripping head on top to ensure, if necessary, the possibility of its subsequent extraction. Moving in the flow of flushing fluid, the shut-off valve sits in the seat 9 of the spool, cutting off the pins 11 at a given pressure drop, and moving the spool 8 to its lowest position. In this case, the cavity of the pipe string above the shutoff valve is hydraulically communicated through the circulation channel 13 and the bypass channel 2 with the annular under-packer space. In addition, the channels 28 and 29 are combined, and the flushing channel 12 of the pipe is blocked. The drilling fluid is replaced in the under-packer zone by backwashing. The drilling fluid supplied by the drilling pumps or cementing units moves in the drill pipe string, then through the circulation channel 13 and the bypass channel 2 it enters the annulus of the under-packer part of the wellbore, then through the bit into the in-pipe space and through channels 28 and 29, the annular cavity 15 and flushing channels 3 of the body into the annulus of the above-packer part of the wellbore. After replacing the drilling fluid throughout the wellbore, they begin to unpack the annulus.

Процесс распакеровки осуществляется следующим образом. The process of unpacking is as follows.

В бурильную колонну вводят клапан-конус 33, имеющий кроме захватной головки приспособление для захвата головки запорного клапана 32. Клапан-конус 33, двигаясь в потоке промывочной жидкости садится в седло патрубка 6, перекрыв тем самым полость колонны труб. При заданном перепаде давлений на клапане-конусе срезаются штифты 7, и патрубок 6 перемещается в крайнее нижнее положение. При этом каналы 24, 27 и 30 совмещаются, сообщая камеру уплотнительной манжеты с внутритрубным пространством. Жидкость, находящаяся под избыточным давлением в камере уплотнительной манжеты, вытекает во внутритрубное пространство через каналы 24, 27 и 30, наружный диаметр уплотнительной манжеты принимает свой первоначальный размер. Захватное приспособление клапана-конуса 33 захватывает головку запорного клапана 32 так, что при необходимости оба клапана можно было извлечь в один прием с помощью овершота. A valve cone 33 is introduced into the drill string, which, in addition to the gripping head, has a device for gripping the head of the shutoff valve 32. The valve cone 33, moving in the flow of flushing fluid, sits in the seat of the nozzle 6, thereby blocking the cavity of the pipe string. For a given pressure drop across the valve cone, the pins 7 are cut off, and the pipe 6 moves to its lowest position. In this case, the channels 24, 27 and 30 are combined, communicating the chamber of the sealing sleeve with the in-tube space. The liquid under pressure in the chamber of the sealing collar flows into the in-tube space through channels 24, 27 and 30, the outer diameter of the sealing collar assumes its original size. The gripping device of the cone valve 33 captures the head of the shutoff valve 32 so that, if necessary, both valves can be removed in one step using an overshot.

Для исключения попадания пластового флюида в затрубное пространство над превентором при промывке надпакерного пространства в компоновку бурильной колонны можно включить под забойным превентором обратный клапан, который открывается при перемещении золотника в крайнее нижнее положение. To prevent formation fluid from entering the annulus above the preventer during flushing of the packer space, a check valve can be included under the downhole preventer during opening of the drill string, which opens when the spool is moved to its lowest position.

Использование предлагаемой конструкции забойного превентора позволяет производить последовательную замену бурового раствора в надпакерном и подпакерном пространстве скважины при перекрытом затрубном пространстве, а также обеспечивает возможность создания высокого давления в камере уплотнительной манжеты, и тем самым повышает эффективность работы устройства при предупреждении и ликвидации выбросов и открытых фонтанов при бурении скважин. ЫЫЫ1 ЫЫЫ2 ЫЫЫ3 Using the proposed design of the downhole preventer allows sequential replacement of the drilling fluid in the above-packer and under-packer spaces of the well with a blocked annulus, and also provides the possibility of creating high pressure in the chamber of the sealing collar, and thereby increases the efficiency of the device in preventing and eliminating emissions and open fountains when well drilling. YYY1 YYY2 YYY3

Claims

1. Downhole preventer, including a hollow body connected to the pipe string with bypass and flushing channels, a sealing collar, forming a fluid-filled chamber connected to the body, connected to a pressure source, mounted concentrically in the body and relative to each other with the possibility of axial movement of the pipe connected by a shear element with a housing, and a hollow spool with a seat for a shut-off valve and flushing channels, connected by a shear element to a pipe having flushing channels combined with flushing channels and a spool and, after sealing the annulus, the in-pipe space with the annular puffer space, and circulation channels blocked by the spool, hydraulically connecting in the lowermost position of the spool blocked by the shut-off valve, the pipe string cavity under the shut-off valve with the body bypass channel and the annular sub-packer space, characterized the fact that, in order to increase the efficiency of the downhole preventer due to the replacement of drilling fluid in the under-packer part the wellbore with an annular space overlapped, it is equipped with an annular piston and a valve sleeve, the housing is made with an annular groove forming an annular cavity with a nozzle, in which the piston and the sleeve are connected with the possibility of axial movement, connected by a shear element to the housing and overlapping the washing channels of the housing, the nozzle and the spool, and the pressure source is placed in the annular cavity between the piston and the sleeve, while the bypass channel of the housing is in communication with the circulation channels of the pipe, and in the lowermost position the spool is connected with the annular nadpakerny space.

2. The preventer according to claim 1, characterized in that the pressure source is made in the form of a charge of a slowly burning substance with an electric detonator and an initiation unit, which is installed in the upper part of the housing with the possibility of interaction with the control magnetic sleeve.