RU2081999C1 - Подземное оборудование для эксплуатации скважин - Google Patents

Abstract

Изобретение относится к подземному скважинному оборудованию для добычи нефти и газа. Подземное оборудование содержит связанный с нижней муфтой 2 колонны насосно-компрессорных труб 3 патрубок (П) 1. Нижний конец П 1 соединен с обоймой 5. Снаружи П 1 концентрично размещена гильза (Г) 11. Верхний конец Г 11 с помощью левой резьбы связан с корпусом (К) 13, в центральном осевом канале которого размещен П 1. Он установлен с возможностью осевого возвратно-поступательного перемещения относительно К 13. В К 13 выполнены две кольцевые проточки, в одной из которых размещены уплотнительные манжеты 21, распорное 19 и упорные 18 кольца, нажимной поршень 20 и грундбукса 22, а в другой - предохранительный поршень 28. В К 13 также имеются внутренний кольцевой выступ 16, ступенчатые 14 и сквозные 15 осевые каналы и шлицы 17. Оси ступенчатых каналов 14 размещены на большем расстоянии от оси центрального канала К 13, чем оси сквозных каналов 15. В ступенчатых каналах 14 установлены циркуляционный 24 и ингибиторный 23 клапаны. В верхней части обоймы 5 выполнены радиальный канал 10 и шлицы 9, ответные шлицам 17 К 13. К нижнему концу Г 11 присоединена крышка 12, которая установлена на обойме 5 с возможностью возвратно-поступательного перемещения относительно нее. Сама Г 11 выполнена из пластичного материала. В транспортном положении Г 11 деформирована в радиальном направлении по своей длине. Снаружи Г 11 может быть покрыта слоем уплотнительного материала. Снизу к обойме 5 присоединено днище 6 с осевым каналом 7, который перекрывается запорным органом 8. На колонне насосно-компрессорных труб 3 подземное оборудование спускают на расчетную глубину в скважину. В Г 11 создают избыточное давление и она, деформируясь в радиальном направлении, плотно прижимается к стенкам эксплуатационной колонны 4. При дальнейшем повышении давления внутри Г 11 от обоймы отделяется днище 6. Производят обвязку устья скважины, после чего создают избыточное давление в затрубном пространстве скважины. Предохранительный поршень 28 выходит из кольцевой проточки К 13, освобождая ступенчатые каналы 14. После этого подземное оборудование готово к проведению дальнейших технологических операций. 5 з.п. ф-лы, 1 ил.

Description

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

Известно подземное оборудование для эксплуатации скважин, содержащее размещенную в эксплуатационной колонне колонну насосно-компрессорных труб (НКТ), которая оснащена узлом разобщения пласта и затрубного пространства скважины. Выше узла разобщения пласта и затрубного пространства скважины в колонне НКТ установлены циркуляционный и ингибиторный клапаны, посадочный ниппель, забойный клапан-отсекатель и т. д. [1] В известном оборудовании отсутствуют такие необходимые узлы как узел компенсации изменения длины колонны НКТ, а также разъединитель колонны НКТ. Из-за отсутствия узда компенсации 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 узла разобщения пласта и затрубного пространства скважины. Все это в значительной мере усложняет возможность безаварийной эксплуатации скважины и усложняет возможность проведения подземного ремонта.

Наиболее близким к предлагаемому техническому решению является подземное оборудование для безопасной эксплуатации скважин [2] Оно включает в себя установленную в эксплуатационной колонне колонну НКТ с узлом разобщения пласта и затрубного пространства скважины, а также якорем. В колонне НКТ под узлом разобщения пласта и затрубного пространства скважины размещен посадочный ниппель, а над разъединитель колонны НКТ, циркуляционный и ингибиторный клапаны, узел компенсации изменения длины колонны НКТ, клапан-отсекатель и др. Недостатком прототипа является сложность обслуживания подземного скважинного оборудования с помощью канатной техники, необходимость нахождения на скважине специального оборудования и высококвалифицированного персонала, низкая надежность работ по установке и срыву узла разобщения пласта и затрубного пространства скважины с якорем в случае необходимости, частое преждевременное разъединение узла компенсации длины колонны НКТ 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 НКТ, концы которых соединены между собой муфтами, оборудованную узлом разобщения пласта и затрубного пространства, имеющего корпус с центральным осевым каналом и наружным герметизирующим элементом, узлом компенсации изменения длины колонны НКТ, а также циркуляционным и ингибиторным клапанами, снабжено патрубком, обоймой, днищем, крышкой, предохранительным поршнем, фланцем, уплотнительными манжетами, верхним и нижним упорными кольцами, распорным кольцом, грундбуксой и нажимным поршнем, причем патрубок размещен в центральном осевом канале корпуса с возможностью возвратно-поступательного перемещения относительно него и своим верхним концом соединен с нижней муфтой колонны НКТ, при этом имеются сквозные и ступенчатые осевые каналы, две кольцевые проточки, одна из которых выполнена на внутренней боковой поверхности корпуса и служит для размещения в ней нажимного поршня, упорных и распорного колец, уплотнительных манжет и грундбуксы, а другая гидравлически связана со ступенчатыми осевыми каналами, в которых установлены циркуляционный и ингибиторный клапаны, и предназначена для размещения в ней предохранительного поршня, причем расстояние от оси центрального канала корпуса до осей ступенчатых каналов превышает расстояние до осей сквозных каналов, при этом корпус в нижней части выполнен с внутренним кольцевым выступом, в котором размещены сквозные осевые каналы, и шлицами, а наружный герметизирующий элемент выполнен в виде гильзы, верхний конец которой с помощью левой резьбы связан с корпусом, причем нижний конец патрубка соединен с обоймой, которая имеет в верхней части шлицы, ответные шлицам корпуса, и связана с днищем, имеющим осевой канал, перекрываемый с помощью шарового запорного органа, при этом гильза концентрично установлена с наружной стороны патрубка и своим нижним концом связана с крышкой, а последняя установлена на обойме с возможностью возвратно-поступательного осевого перемещения относительно нее, причем в верхней части обоймы выполнен радиальный канал для сообщения трубного пространства колонны НКТ с полостью, образованной внутренними поверхностями гильзы, корпуса, крышки в ее крайнем верхнем положении относительно обоймы и наружными поверхностями патрубка и обоймы, а фланец выполнен с центральным осевым каналом, в котором размещается патрубок, и каналами для обеспечения гидравлической связи между затрубным пространством скважины и ступенчатыми осевыми каналами корпуса, причем фланец размещен на корпусе с возможностью взаимодействия своим верхним торцом с нижним торцом муфты, при этом нажимной поршень установлен с возможностью взаимодействия с нижним упорным кольцом и с внутренним кольцевым выступом корпуса, а крышка и корпус имеют на своей наружной поверхности центрирующие элементы, причем гильза выполнена из пластичного материала и в транспортном положении деформирована в радиальном направлении по своей длине, при этом с наружной стороны гильза покрыта слоем уплотнительного материала, толщина которого может плавно изменяться по ее длине от минимальной величины в средней части гильзы до максимальной на ее концах.

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 вывод о соответствии критерию "изобретательский уровень".

Конструкция заявленного подземного оборудования для эксплуатации скважин поясняется чертежом, на котором показан его общий вид в транспортном положении.

Подземное оборудование для эксплуатации скважин состоит из патрубка 1, с помощью муфты 2 жестко связанного с нижним концом колонны НКТ 3, которая размещена внутри эксплуатационной колонны 4. Наружная поверхность патрубка 1 имеет минимальную шероховатость. К нижнему концу патрубка 1 подсоединена цилиндрическая обойма 5, которая с помощью срезных элементов (на чертеже не показаны) связана с днищем 6. Эти элементы рассчитываются на возможность среза при достижении заданной величины давления внутри обоймы 5
В днище 6 имеется осевой канал 7, который может перекрываться шаровым запорным органом 8. Внутренняя поверхность днища 6 выполнена конической. Шаровой запорный орган 8 и днище 6 изготовлены из легкоразбуриваемого материала. Герметизация днища 6 относительно обоймы 5 достигается за счет уплотнительных элементов, размещенных на днище 6.

Верхний конец обоймы 5 выполнен со шлицами 9 и имеет радиальный канал 10.

С наружной стороны патрубка 1 и обоймы 5, концентрично им, размещена гильза 11, выполненная из пластичного, легкодеформируемого материала (сплавов алюминия, меди, малоуглеродистой стали и др.). Перед спуском в скважину гильзу 11 предварительно деформируют в радиальном направлении с целью уменьшения ее наружного диаметра в транспортном положении. Снаружи гильза 11 может быть дополнительно покрыта слоем уплотнительного материала. В качестве последнего может быть использована пластмасса, резина, медь, синец и др. Слой уплотнительного материала может быть нанесен равномерно по всей поверхности гильзы 11 или неравномерно от минимальной толщины в средней части гильзы 11 до максимальной на ее концах. Пластические свойства материала, из которого изготовлена гильза 11, и толщина стенок должны обеспечивать возможность ее деформации в радиальном направлении (от действия расчетного избыточного внутреннего давления) до полного прижатия к внутренней поверхности эксплуатационной колонны 4. Длину гильзы 11 для надежного закрепления подземного оборудования в эксплуатационной колонне 4 выбирают, исходя из реальных геолого-технических условий.

Нижний конец гильзы 11 соединен с крышкой 12, которая размещена на наружной поверхности обоймы 5 и имеет возможность возвратно-поступательного осевого перемещения вдоль нее. Герметизация крышки 12 относительно обоймы 5 обеспечивается с помощью уплотнительных элементов, установленных на внутренней поверхности крышки 12.

Верхний конец гильзы 11 с помощью левой резьбы соединен с корпусом 13, который имеет центральный осевой канал и выполнен со ступенчатыми 14 и сквозными 15 осевыми каналами, а также внутренним кольцевым выступом 16 и шлицами 17 в нижней части. Внутри корпуса 13 также имеются две кольцевые проточки, одна из которых размещена на его внутренней боковой поверхности, а другая сообщена со ступенчатыми осевыми каналами 14. Сквозные осевые каналы 15 выполнены в кольцевом выступе 16 корпуса 13. Оси ступенчатых кагалов 14 отстоят от центральной оси корпуса 13 на большее расстояние, чем оси сквозных каналов 15. Шлицы 17 и шлицы 9 обоймы 5 при взаимном осевом схождении образуют шлицевое зацепление, которое может передавать момент вращения от колонны НКТ 3 корпусу 14. В кольцевой проточке на внутренней боковой поверхности корпуса 13 размещен узел герметизации патрубка 1, состоящий из верхнего и нижнего упорных 18, а также распорного 19 колец, "плавающего" нажимного поршня 20, уплотнительных манжет 21 и грундбуксы 22. Последняя связана с корпусом 13 посредством резьбы. Вращением грундбуксы 22 можно регулировать степень затяжки уплотнительных манжет 21. По сквозным осевым каналам 15 избыточное давление воздействует на нажимной поршень 20, который, перемещаясь вверх, также увеличивает степень затяжки уплотнительных манжет 21. Патрубок 1 размещен в центральном осевом канале корпуса 13 с возможностью возвратно-поступательного осевого перемещения относительно него.

Герметизация нажимного поршня 20 относительно патрубка 1 и корпуса 13 осуществляется с помощью уплотнительных элементов, установленных на боковых поверхностях поршня 20. Последний установлен в кольцевой проточке корпуса 13 с возможностью осевого перемещения относительно него и взаимодействия с нижним упорным кольцом 18 и внутренним кольцевым выступом 16 корпуса 13.

В ступенчатых осевых каналах 14 корпуса 13 размещены ингибиторный 23 и циркуляционный 24 клапаны.

На корпусе 13 размещен фланец 25, который связан с ним крепежными элементами (на чертеже не показаны). Фланец 25 имеет центральный осевой канал для размещения в нем патрубка 1, а также каналы 26 для сообщения ступенчатых осевых каналов 14 корпуса 13 с затрубным пространством скважины. Фланец 25 установлен на корпусе 13 с возможностью взаимодействия своим верхним торцом с нижним торцом муфты 2.

На наружной стороне корпуса 13 и обоймы 5 размещены центрирующие элементы 27. В кольцевой проточке корпуса 13, имеющей гидравлическую связь со ступенчатыми осевыми каналами 14, установлен предохранительный поршень 28, имеющий на своих боковых поверхностях уплотнительные элементы. Ниже предохранительного поршня 28 между корпусом 13 и гильзой 11 установлено стопорное кольцо 29, которое не допускает падения поршня 28 внутрь гильзы 11. Размещение предохранительного поршня 28 в кольцевой проточке корпуса 13 предотвращает возможность перетока жидкости через циркуляционный клапан 24 из трубного канала колонны НКТ 3 в затрубное пространство скважины в процессе установки гильзы 11 в эксплуатационной колонне 4.

Гильза 11 и связанные с ней корпус 13 и крышка 12 имеют возможность возвратно-поступательного перемещения относительно связанных с колонной НКТ 3 и соединенных между собой патрубка 1 и обоймы 5. При этом корпус 13 вместе с узлом герметизации и фланцем 25 перемещается вдоль патрубка 1, а крышка 12 - вдоль обоймы 5. Величина этого возвратно-поступательного перемещения (Н) ограничена вверху упором фланца 25 в муфту 2, а внизу полным схождением шлицов 9 и 17. Для обеспечения нормального функционирования подземного оборудования необходимо, чтобы радиальный канал 10 в обойме 5 был выполнен выше места размещения крышки 12 в ее крайнем верхнем положении относительно обоймы 5. Радиальный канал 10 служит для сообщения трубного канала колонны НКТ 3 с полостью, образованной внутренними поверхностями гильзы 11, крышки 12 в ее крайнем верхнем положении относительно обоймы 5, корпуса 13 и наружными поверхностями патрубка 1 и обоймы 5.

Дополнительное подземное скважинное оборудование может быть установлено в колонне НКТ 3 выше муфты 2.

Подземное оборудование для эксплуатации скважин работает следующим образом.

В подготовленную эксплуатационную колонну 4 спускают на колонне НКТ 3 подземное оборудование, находящееся в транспортном положении. При этом верхний конец патрубка 1 соединен с нижней муфтой 2 колонны НКТ 3. Требуемую длину патрубка выбирают, исходя из длины колонны НКТ 3, диапазона температурных колебаний в скважине и т.д. Шаровой орган 8, работая как обратный клапан, не препятствует спуску подземного скважинного оборудования. Достигнув заданного интервала, спуск прекращают. В колонну НКТ 3 с помощью насосного агрегата начинают закачивать жидкость. Шаровой запорный орган 8 при этом перекрывает центральный осевой канал 7 в днище 6. Предохранительный поршень 28 предотвращает переток жидкости в затрубное пространство скважины через циркуляционный клапан 24. Увеличение гидравлического давления внутри гильзы 11 вызывает ее пластическую деформацию. Гильза 11 увеличивается в радиальном направлении и плотно прижимается к стенкам эксплуатационной колонны 4. Слой уплотнительного материала способствует надежной герметизации между стенками гильзы 11 и эксплуатационной колонны 4.

Гидравлическое давление внутри гильзы 11 продолжает увеличиваться и в определенный момент происходит разрушение срезных элементов, соединяющих днище 6 и обойму 5. Днище 6 и шаровой запорный орган 8 отделяются от обоймы 5 и опускаются на забой скважины. По резкому падению давления на напорной линии насосного агрегата отмечают отделение днища 6 и шарового запорного органа 8 от обоймы 5 и процесс закачки жидкости в колонну НКТ 3 прекращают.

Осевым перемещением колонны НКТ 3 добиваются требуемого размещения патрубка 1 (по его длине) относительно узла его герметизации в корпусе 13, после чего переходят к окончательной обвязке устья скважины. После завершения обвязки устья скважины в затрубном пространстве скважины с помощью насосного агрегата кратковременно повышают давление. Через ингибиторный клапан 23 это давление передается в кольцевую проточку корпуса 13, где установлен предохранительный поршень 28, который начинает перемещаться вниз по кольцевой проточке и выпадает из нее, размещаясь на стопорном кольце 29. Последнее не позволяет поршню 28 опуститься в гильзу 11. Избыточное давление в затрубном пространстве стравливают. Затем приступают к выполнению необходимых технологических работ: геофизическим исследованиям скважины, перфорационно-прострелочным работам, промывке скважины, освоению, вводу в эксплуатацию и др.

В процессе эксплуатации узел герметизации патрубка 1, размещенный в корпусе 13, связанном с герметично установленной в эксплуатационной колонне 4 гильзой 11, и соединенный с колонной НКТ 3 патрубок 1, имеющий возможность возвратно-поступательного осевого перемещения относительно корпуса 13, выполняют одновременно роль узлов компенсации изменения длины колонны НКТ 3 при температурных колебаниях в скважине, а также разобщения пласта и затрубного пространства скважины. В случае необходимости подъема колонны НКТ 3 вместе с подземным скважинным оборудованием производят ее плавный натяг. При этом происходит осевое схождение шлицов 9 и 17, они входят в зацепление. Затем колонну НКТ 3 начинают медленно вращать вправо. При этом происходит развинчивание левой резьбы и корпус 13 отделяется от гильзы 11. После этого подземное скважинное оборудование вместе с колонной НКТ 3 извлекают на поверхность. Гильза 11 вместе с крышкой 12 остаются в скважине. В случае необходимости они могут быть в дальнейшем разфрезерованы.

Повторную установку скважинного оборудования производят над местом его первоначальной установки по вышеописанной технологии.

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

Claims (6)

1. Подземное оборудование для эксплуатации скважин, включающее установленную в эксплуатационной колонне колонну насосно-компрессорных труб, соединенных между собой муфтами, оборудованную узлом разобщения пласта и затрубного пространства скважины, который имеет корпус с центральным осевым каналом и наружным герметизирующим элементом, узлом компенсации изменения длины колонны насосно-компрессорных труб, а также ингибиторным и циркуляционным клапанами, отличающееся тем, что оно снабжено патрубком, верхний конец которого соединен с нижней муфтой колонны насосно-компрессорных труб, обоймой, имеющей в верхней части шлицы и связанной с днищем, крышкой, предохранительным поршнем, размещенным на корпусе фланцем, установленными внутри корпуса уплотнительными манжетами, верхним и нижним упорными кольцами, распорным кольцом, грундбуксой и нажимным поршнем, причем наружный герметизирующий элемент выполнен в виде гильзы, установленной концентрично с наружной стороны патрубка, нижний конец которой соединен с крышкой, а верхний с помощью левой резьбы с корпусом, в нижней части которого выполнены внутренний кольцевой выступ со сквозными осевыми каналами и шлицы, ответные шлицам обоймы, в корпусе также имеются ступенчатые осевые каналы и две кольцевые проточки, одна из которых выполнена на его внутренней боковой поверхности для размещения в ней уплотнительных манжет, распорного и упорных колец, грундбуксы и нажимного поршня, а другая выполнена с возможностью гидравлического сообщения со ступенчатыми каналами и предназначена для размещения в ней предохранительного поршня, причем в ступенчатых осевых каналах корпуса размещены ингибиторный и циркуляционный клапаны, при этом оси ступенчатых каналов отстоят от оси центрального канала корпуса на большее расстояние, чем оси сквозных каналов, а крышка установлена на обойме с возможностью возвратно-поступательного осевого перемещения относительно нее, причем патрубок размещен в центральном осевом канале корпуса с возможностью возвратно-поступательного осевого перемещения относительно него, при этом нижний конец патрубка соединен с обоймой, которая выполнена с радиальным каналом в верхней части для сообщения трубного пространства колонны насосно-компрессорных труб с полостью, образованной внутренними поверхностями гильзы, крышки в ее крайнем верхнем положении относительно обоймы, корпуса и наружными поверхностями патрубка и обоймы, а последняя в своей верхней части имеет шлицы, ответные шлицам корпуса, причем фланец выполнен с центральным осевым каналом для размещения в нем патрубка, каналами для сообщения ступенчатых осевых каналов корпуса с затрубным пространством скважины и установлен с возможностью взаимодействия своим верхним торцом с нижним торцом муфты, при этом нажимной поршень размещен с возможностью взаимодействия с нижним упорным кольцом и с внутренним кольцевым выступом корпуса, а днище имеет осевой канал, перекрываемый с помощью шарового запорного органа.

2. Оборудование по п. 1, отличающееся тем, что гильза выполнена из пластичного материала (например, сплавов алюминия, меди, малоуглеродистой стали и др.).

3. Оборудование по пп. 1 и 2, отличающееся тем, что гильза в транспортном положении выполнена деформированной в радиальном направлении по своей длине.

4. Оборудование по пп. 2 и 3, отличающееся тем, что гильза с наружной стороны покрыта слоем уплотнительного материала (например, резины, пластмассы, свинца, меди и др.).

5. Оборудование по п. 4, отличающееся тем, что толщина слоя уплотнительного материала на поверхности гильзы плавно изменяется, имея минимальную величину в средней части гильзы, а максимальную на ее концах.

6. Оборудование по п. 1, отличающееся тем, что корпус и крышка снабжены центрирующими элементами, размещенными на их наружной боковой поверхности.