Скважинное оборудование для промывки и разобщения затрубного и внутритрубного пространства Советский патент 1990 года по МПК E21B43/00 

-W

сл ю

4 Ю

ON XI

насосно-компреесорных 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 А с наземной станцией управления клапаном 5 аварийного глушения, скважинной камерой б с клапанами 7 и 8 колонны 9, уплотнением 10, разобщителем 11с 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 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 пространств. Далее при эксплуатации нефть поднимается по колонне насосно- компреесорных труб 1 . 4 ил.

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.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и лредназна- чено 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 хвостовиком.

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 зон затрубного и внутритрубного пространств; на фиг. 3 - телескопическое соединение в положении, 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 содержит колонну насосно-компреесорных труб 1, нижний 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 импульсной трубки 4 с наземной станцией управления, клапаном 5 аварийного глушения, скважинной камерой б с инплби- торным клапаном 7, циркуляционным к/таном 8, разъединителем колонны 9, анкерным уплотнением-10 и разобщителем 11 с востовиком 12. Кроме того, скважимное борудование снабжено размещенным

между пociaдoчным ниппелем 2 и клапаном 5 аварийного глушения телескопическим соединением 13 для осевого перемещения клапана 5 аварийного глушения скважинной камеры 6 с ингибиторным клапаном 7,

циркуляционным клапаном 8, разьедините- лем колонны 9, анкерного уплотнения 10 и разобщителя 11 с хвостовиком 12, причем анкерное уплотнение 10 в крайнем нижнем положении установлено с возможностью

герметичного взаимодействия с разобщителем 11 для изоляции затрубного и внутритрубного пространств скважины. Импульсная трубка 4 закреплена к колонне насосно-компреесорных труб 1 хомутами 14

с пряжками 15.

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

внешней стороны в радиальном отверстии установлена пробка 20.

Герметичность резьбовых соединений корпуса и цилиндра 18 обеспечивается уп- лотнительными кольцами 21.

Внутри цилиндра 18 размещены держатель 22, который в верхней части соединен

с опорной гайкой 23, а снизу - со стволом

25,которая удерживается в верхнем поло- жении срезными винтами 26.

Втулка 25 имеет верхний бурт а, нижний бурт б и отверстие в. В держателе 22 выполнено отверстие г, изолированное от внутренней полое™ телескопического соединения упяотнительнымм кольцами 27. В ниж- ней части держателя 22 выполнены прорези А, 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 шлице- вые соединения ж - в положении разобщения зон затрубного и внутритрубного пространств.

При положении цилинд за(фиг. 3)между стволом 24 и цилиндром 18 образована гидравлическая камера, 3, 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 скважинно- го 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 техни.ки ударом вниз (фиг. 3 и 4) срезают винты 26 и гильза 25 телескопического соединения перемещается в нижнее положение (фиг. 4). При зтом с учетом вытеснения жидкости из камеры з через отверстия в и г оборудование, расположенное ниже (фиг. 1) 3 телескопического соединения 13. под собственным весом опускается вниз. Анкерное, уплотнение 10 соединяется со стационарным разобщителем 11 и герметично разобщает зоны затрубного и внутритрубного 3 пространств (фиг. 2).

В случае неполадок оборудования, расположенного выше анкерного уплотнения

0

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 шлице- вых 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 затрубное 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.

Для извлечения оборудования необходимо разъединить анкерное уплотнение 10 от стационарного разобщителя 11. Это достигается вращением колонны насосно- компрессорных 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.

скважинной камерой с ингибиторным клапаном, циркуляционным клапаном, разъединителем колонны, анкерным уплотнением и разобщителем с хвостовиком, отличающееся 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 глушеФиг.1

Фие.З

ния телескопическим соединением для осевого перемещения клапана аварийного глушения, скважинной камеры с ингибиторным клапаном, циркуляционного клапана, разьединителя колонны, анкерного уплотнения и разобщителя с хвостовиком, причем анкерное уплотнение в крайнем нижнем положении установлено с возможностью герметичного взаимодействия с разобщителем для-изоляции затрубного и внутритруб- ного пространств скважины.

фаг.(