Скважинное оборудование для промывки и разобщения затрубного и внутритрубного пространства

Скважинное оборудование для промывки и разобщения затрубного и внутритрубного пространства

Иллюстрации

Показать все

Реферат

 

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и предназначено для эксплуатации нефтяных и газовых скважин. Цель - повышение эксплуатационной надежности при одновременном повышении эффективности промывки путем обеспечения полного замещения глинистого раствора в зоне под хвостовиком. Оборудование содержит колонну насосно-компрессорных труб 1, нижний конец которой соединен с последовательно установленными под ним и связанными между собой посадочным ниппелем 2, с размещенным в нем клапаном-отсекателем 3, гидравлически связанным посредством импульсной трубки 4 с наземной станцией управления клапаном 5 аварийного глушения, скважинной камерой 6, с клапаном 7 и 8 колонны 9, уплотнителем 10, разобщителем 11 с хвостовиком 12. Между посадочным ниппелем 2 и клапаном 5 размещен телескопический соединитель /ТС/ 13, для осевого перемещения клапана 5, скважинной камеры 6 с клапаном 7, 8, колонны 9, уплотнения 10 и разобщителя 11 с хвостовиком 12. При этом уплотнение 10 в крайнем нижнем положении установлено с возможностью герметичного взаимодействия с разобщителем 11. Весь комплекс оборудования спускают в скважину до упора уплотнения 10 в стационарный разобщитель 11. Затем приподнимают весь комплекс на высоту, равную половине хода ТС 13 и закрепляют на устье. После этого производят промывку, замещение глинистого раствора. Затем после вызова притока нефти инструментом канатной техники сбивают срезные винты ТС 13. При этом весь комплекс оборудования, размещенный ниже ТС 13 падает вниз под собственным весом. Уплотнитель 10 входит в разобщитель, обеспечивая надежную герметизацию затрубного и внутритрубного пространства. Далее, при эксплуатации нефть поднимается по колонне насосно-компрессорных труб 1. 4 ил.

СОЮЗ СОВЕТСКИХ

СОЦИАЛИСТИЧЕСКИХ

РЕСПУБЛИК (19) (I1) (и)з Е 21 В 43/ОО

ГОСУДАРСТВЕННЫЙ КОМИТЕТ

IlO ИЗОБРЕТЕНИЯМ И ОТКРЫТИЯМ

ПРИ ГКНТ СССР

Й83ЯЛ

- .: КЯ"

ОПИСАНИЕ ИЗОБРЕТЕНИЯ

К АВТОРСКОМУ СВИДЕТЕЛЬСТВУ

Фиг. f (21) 4280922/24-03 (22) 09.07.87 (46) 23.09.90. Бюл. N 35 (71) Особое конструкторское бюро по проектированию нефтегазодобывающих машин и оборудования (72) Х.Ю, Ахмедов (53) 622.276.5(088.8) (56) Baker packers safety systems, — Catalog

1982 — 83, р. 816.

Baker safety systems. — Сэта!оц 1982 — 83, р, 908.

1 (54) СКВАЖИННОЕ ОБОРУДОВАНИЕ ДЛЯ

ПРОМЫВКИ И РАЗОБЩЕНИЯ ЗАТРУБНОГО И ВНУТРИТРУБНОГО ПРОСТРАНСТВ (57) Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и предназначено для эксплуатации нефтяных и газовых скважин. Цель — повышение эксплуатационной надежности при одновременном повышении эффективности промывки путем обеспечения полного замещения глинистого раствора в зоне под хвостовиком. Оборудование содержит колонну

1594267 насосно-компрессорных труб 1, нижний конец которой соединен с последовательно установленными под ним и связанными между собой посадочным ниппелем 2, с размещенным в нем .клапаном-отсекателсм 3, гидравлически связанным посредством импульсной трубки 4 с наземной станцией управления клапаном 5 аварийного глушения, скважинной камерой 6 с клапанами 7 и 8 колонны 9, уплотнением 10, разобщителем

11 с хвостовиком 12. Между посадочным ниппелем 2 и клапаном 5 размещен телескопический соединитель (ТС) 13, для осевого перемещения клапана 5, скважинной камеры 6 с клапанами 7, 8 колонны 9, уплотнения

10 и разобщителя 11 с хвостовиком 12, При уплотнение 10 в крайнем нижнем положении установлено с возможностью герметичИзобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и предназначено для использования в процессе эксплуатации нефтяных и газовых скважин, оборудованных стационарными разобщителями и анкерными уплотнениями.

Цель изобретения — повышение эксплуатационной надежности его при одновременном повышении эффективности промывки путем обеспечения полного замещения глинистого раствора в зоне под хвоCTOBMKQM, На фиг. 1 показана схема скважинного оборудования с телескопическим соединением в верхнем положении, обеспечивающем замещение глинистого раствора; на фиг. 2 — то же, в нижнем положении, обеспечивающем разобщение эон затрубного и внутритрубного пространств; на фиг. 3— телескопическое соединение в поло>кении, обеспечивающем замещение глинистого раствора, общий вид; на фиг, 4 — то же, в положении, обеспечивающем осевое перемещение оборудования и разобщение затрубного и внутритрубного пространств.

Скважинное оборудование для промывки и разобщения затрубного и внутритрубного пространств содер>кит колонну насосно-компрессорных труб I, ни>кний конец которой соединен с последовательно установленными под ним и связанными, между собой посадочным ниппелем 2 с раз.мещенным в нем клапаном-отсекателем 3, гидравлически связанным посредством им, пульсной трубки 4 с наземной станцией управления, клапаном 5 аварийного глушения, скважинной камерой 6 с инглбиторным клапаном 7, циркуляцион IblM KJIBного взаимодействия с разобщителем 11.

Весь комплекс оборудования. спускают в скважину до упора уплотнения 10 в стационарный разобщитсль 11. Затем приподнимают весь комплекс на высоту, равную половине хода ТС 13 и закрепляют на устье.

После этого производят промывку, замещение глинистого раствора. Затем после вызова притока нефти инструментом канатной техники сбивают срезные винты ТС 13. При этом весь комплекс оборудования, размещенный ниже ТС 13, падает вниз под собственным весом. Уплотнитель 10 входит в разобщитель, обеспечивая надежную герметизацию затрубного и внутритрубного пространств. Далее при эксплуатации нефть поднимается по колонне насоснокомпрессорных труб 1. 4 ил, паном 8, разъединителем колонны 9, анкерным уплотнением.10 и разобщителем 11 с хвостовиком 12. Кроме того, скважинное оборудование снабжено размещенным

5 между посадочным ниппелем 2 и клапаном

5 аварийного глушения телескопическим соединением 13 для осевого перемещения клапана 5 аварийного глушения скважинной камеры 6 с ингибиторным клапаном 7, 10 циркуляционным клапаном 8, раэьединителем колонны 9, анкерного уплотнения 10 и раэобщителя 11 с хвостовиком 12, причем анкерное уплотнение 10 в крайнем нижнем положении установлено с воэмо>кностью

15 герметичного взаимодействия с разобщителем 11 для изоляции эатрубного и внутритрубного пространств скважины.

Импульсная трубка 4 закреплена к колонне насосно-компрессорных труб 1 хомутами 14

20 с пряжками 15.

Телескопическое соединение 13 (фиг. 3) состоит иэ головки 16 и корпуса 17, соединенных с цилиндром 18, Внутри корпуса 17 размещены уплотнительные кольца 19, а с

25 внешней стороны в радиальном отверстии установлена пробка 20.

Герметичность реэьбовых соединений корпуса и цилиндра 18 обеспечивается уплотнительными кольцами 21.

30 Внутри цилиндра 18 размещены держатель 22, который в верхней части соединен с опорной гайкой 23, а снизу — со стволом

24. Внутри держателя 22 размещена втулка

25, которая удерживается в верхнем поло35 жении срезными винтами 26, Втулка 25 имеет верхний бурт а, нижний бурт б и отверстие в. В держателе 22 выполнено отверстие r, изолированное от внут1594267 ренней полости телескопического соединения уплотнительными кольцами 27. В нижней части держателя 22 выполнены прорези д, а в верхней части корпуса 17 — ответные выступы е, которые при взаимодействии образуют шлицевое соединение и обеспечивают передачу крутящего момента, Такое же шлицевое соединение ж образуется, при взаимодействии корпуса 17 с переводником 28, соединенным с нижним концом ствола 24.

Шлицевые соединения обеспечивают передачу крутящего момента в положении замещения глинистого раствора, а шлицевые соединения ж — в положении разобщения зон эатрубного и внутритрубного пространств, При положении цилиндра (фиг, 3) между стволом 24 и цилиндром 18 образована гидравлическая камера,з, которая через пробку

20 предварительно заполняется несжимаемой жидкостью (масло) 29, тем самым обеспечивается транспортное положение телескопического соединения 13, Расстояние от телескопического соединения 13 до анкерного уплотнения 10 определяется из условия обеспечения общего веса свободно падающих труб и сква>кинного оборудования, размещенного под телескопическим соединением 13, и из условия обеспечения усилия, необходимого для срабатывания телескопического соединения 13 и анкерного уплотнения 10.

Телескопическое соединение 13 (фиг. 3 и 4) работает следующим образом.

Оборудование спускают в скважину до упора анкерного уплотнения 10 (фиг. 16) в стационарный разобщитель 11, затем приподнимают компоновку на высоту, равную половине хода телескопического соединения 13, после чего производят монтаж фонтанной арматуры и обвязку устья. После этого производят замещение раствора на воду, т.е. промывку и освоение скважины, вызов притока (фиг. 1, направление по стрелке). Затем инструментом канатной техники ударом вниз (фиг. 3 и 4) срезают винты 26 и гильза 25 телескопического соединения перемещается в нижнее положение (фиг. 4). При этом с учетом вытеснения жидкости из камеры з через отверстия в и г оборудование, расположенное ниже (фиг. 1) телескопического соединения 13, под собственным весом опускается вниз. Анкерное. уплотнение 10 соединяется со стационарным разобщителем 11 и герметично разобщает эоны затрубного и внутритрубного пространств (фиг. 2).

В случае неполадок оборудования, расположенного выше анкерного уплотнения

10

15 Для извлечения оборудования необхо20

10, колонна насосно-компрессорных труб 1 с оборудованием отсоединяется от анкерного уплотнения 10, через разъединитель колонны 9 поднимается на поверхность и после устранения дефекта повторно соединяется. Соединение телескопическое имеет ход 500 — 1000 мм (фиг. 2 и 4).

Если же для разобщения уплотнителя

10 (фиг. 1) требуется ход до 500 мм, то остальной ход необходим для компенсации температурных удлинений колонны насосно-компрессорных труб.

В случае необходимости передачи крутящего момента через телескопическое соединение достаточно обеспечить натяжение или разгрузку труб 1. При этом соответственно обеспечивается зацепление шлицевых соединений путем взаимодействия прорезей д и выступов е или шлицевых соединений ж.

С целью защиты оборудования от коррозии или от парафино- и солеотложений во время эксплуатации ингибиторы разного назначения вводятся через ингибиторный клапан 7 в эатрубное пространство.

Во время работы скважины управляемый клапан-отсекатель 3 поддерживается в открытом состоянии с пульта управления через импульсную трубку 4. В случае отклонения давления на устье от установленного (повышение или понижение), а также при возникновении пожароопасности давление в импульсной трубке 14 мгновенно снижается и клапан-отсекатель 3 герметично перекрывает ствол скважины, предотвращая аварийные ситуации. димо разъединить анкерное уплотнение 10 от стационарного разобщителя 11. Это достигается вращением колонны насоснокомпрессорных труб при соединенных шлицевых соединениях.

Предлагаемая компановка оборудования обеспечивает промывку скважины, полное замещение глинистого раствора через хвостовик, повышает эксплуатационную надежность и дает экономию за счет сокращения времени освоения скважин.

Формула изобретения

Скважинное оборудование для промывки и разобщения затрубного и внутритрубного пространств, содержащее колонну насосно-компрессорных труб, нижний конец которой соединен с последовательно установленными под ним и связанными между собой посадочным ниппелем и размещенным в нем клапаном-отсекателем, гидравлически связанным посредством импульсной трубки с наземной станцией управления.. клапаном аварийного глушения, -7

1594267

t9

23

19

26

Фиг. 4

Составитель 8.Борискина

Техред М,Моргентал Корректор О. Кравцова

Редактор И.Дербак

Заказ 2817 Тираж 478 Подписное

ВНИИПИ Государственного комитета по изобретениям и открытиям при ГКНТ СССР

113035, Москва, Ж-35, Раушская наб., 4/5

Производственно-издательский комбинат "Патент", r. Ужгород, уп.Гагарина, 101 скважинной камерой с ингибиторным клапаном, циркуляционйым клапаном, разьединителем колонны, анкерным уплотнением и разобщителем с хвостовиком, о т л и ч а ющ е е с я тем, что, с целью повышения эксплуатационной надежности его при одновременном повышении эффективности промывки путем обеспечения полного замещения глинистого раствора в зоне под хвостовиком, оно снабжено размещенным между посадочным ниппелем и клапаном аварийного глушения телескопическим соединением для осевого перемещения клапана аварийного глушения, скважинной камеры с ингибиторным клапаном, циркуляционного клапана, разь5 единителя колонны, анкерного уплотнения и разобщителя с хвостовиком, причем анкерное уплотнение в крайнем нижнем положении установлено с возможностью герметичного взаимодействия с разобщите10 лем для.изоляции затрубного и внутритрубного пространств скважины.