RU219065U1 - Обвязка колонная с герметизацией межколонного пространства с двумя обводными каналами (окгмп-2к) - Google Patents

Abstract

Полезная модель относится к сфере горного дела в области нефтегазодобывающей промышленности и предназначена для обвязки верхних концов двух смежных обсадных колонн, выступающих над устьем скважины, для герметизации разобщенного пространства между ними, контроля давления в нем при бурении и эксплуатации скважин с возможностью глушения скважин через обводные каналы. Обвязка колонная с герметизацией межколонного пространства содержит головку-корпус, муфту-центратор с уплотнительным кольцом и уплотнение для дополнительной герметизации. Муфта-центратор выполнена с возможностью герметичного закрытия межколонного пространства. Головка-корпус выполнена с возможностью навинчивания на обсадную колонну – кондуктор, и резьбового соединения с противовыбросовым оборудованием и дополнительной герметизации посредством пакерного уплотнения. Пакерное уплотнение устанавливается между головкой-корпусом и муфтой-центратором и закрывается сверху гайкой, навинченной на головку-корпус. Головка-корпус содержит два обводных канала. Обводные каналы выполнены с возможностью их закрытия пробками со штоками, установленными в обводных каналах с помощью втулок, прокладок, сальников, крышек сальников и закрытых крышками, присоединенными к головке-корпусу шпильками или болтами с шайбами и гайками. Муфта-центратор выполнена с возможностью соединения с одного конца с эксплуатационной колонной, а с другого - с цоколем. Цоколь соединен с патроном, имеющим левую резьбу. Обеспечивается герметизация межколонного пространства с исключением дальнейшего перемонтажа для установки разобщающего пакера. 2 з.п. ф-лы, 4 ил.

Description

Полезная модель относится к сфере горного дела в области нефтегазодобывающей промышленности и предназначена для обвязки верхних концов двух смежных обсадных колонн, выступающих над устьем скважины, для герметизации разобщенного пространства между ними, контроля давления в нем при бурении и эксплуатации скважин с возможностью глушения скважин через обводные каналы [E21B 33/04, E21B 33/03, E21B 33/13].

Из уровня техники известен способ герметизации межколонного пространства устья нефтегазодобывающей скважины между кондуктором и эксплуатационной колонной и устройство для его осуществления [RU 2249093, опубл. 27.03.2005], по которому производят обрезание кондуктора на высоте установки устьевой арматуры и обрезание эксплуатационной колонны на уровне не ниже плоскости фланца под устьевую арматуру. Для реализации способа изготавливают устройство с элементами захвата и подвески эксплуатационной колонны и герметизирующими элементами. Устройство выполняют из двух соединяемых между собой на резьбе верхней и нижней втулок ступенчатой формы. Верхнюю втулку выполняют с наружной резьбой на верхнем конце, внутренней резьбой на нижнем конце для соединения с нижней втулкой, с наружным уступом под верхний торец кондуктора и наружным диаметром ниже уступа под внутренний диаметр кондуктора. С верхнего конца внутри втулки выполняют кольцевую проточку и кольцевой канал с внутренним уступом под верхний герметизирующий элемент. Под уступом в теле втулки выполняют сквозной радиальный канал для соединения межколонного пространства с манометром давления через патрубок и запорный орган. Нижнюю втулку выполняют с наружным уступом, ниже которого ее наружный диаметр выполняют под внутренний диаметр кондуктора, а внутренний продольный канал выполняют под наружный диаметр эксплуатационной колонны. Элементы захвата и подвески эксплуатационной колонны выполняют в теле нижней части нижней втулки в виде наклонно расположенных снаружи внутрь к продольной оси втулки не менее трех по ее окружности цилиндрических каналов, нижние открытые концы которых выводят во внутренний продольный канал втулки. В наклонно расположенные цилиндрические каналы заводят шарики, подпружиненные сверху. Устройство подвергают предварительной сборке, согласно которой в наклонно расположенные в теле нижней втулки цилиндрические каналы заводят шарики, над ними сверху устанавливают пружины и винтовыми заглушками производят их требуемое сжатие. Устанавливают на наружный уступ нижней втулки нижние герметизирующие элементы, на верхнюю часть нижней втулки навинчивают по резьбе верхнюю втулку, но без сжатия нижних герметизирующих элементов. В таком предварительно собранном виде устройство его внутренним продольным каналом нижней втулки надевают на эксплуатационную колонну через ее верхний конец и опускают в межколонное пространство устья скважины до тех пор, пока наружный уступ верхней втулки не обопрется на верхний торец кондуктора. Затем в кольцевую проточку на внутренний уступ с верхнего конца верхней втулки устанавливают верхний герметизирующий элемент. После чего производят навинчивание сменного фланца под устьевую арматуру на верхний конец верхней втулки корпуса устройства.

Недостатком аналога является отсутствие возможности мгновенной герметизации межколонного пространства, выполнения дальнейших работ, сложность монтажа герметизирующего устройства и высокий риск получения открытого фонтана.

Из уровня техники известно Устройство для обвязки обсадных колонн на устье скважины (варианты) [RU2230177, опубл. 10.06.2004г.]. На кондукторе установлен нижний корпус, имеющий отверстия под шпильки и канавку под герметизирующее кольцо. Нижний корпус имеет кольцевую коническую поверхность, контактирующую с соответствующей ей конической поверхностью, выполненной на муфте, и канавки для установки уплотняющих манжет, выполненные на боковой внутренней поверхности. В нижнем корпусе на противоположных сторонах выполнены резьбовые отверстия под отводы межколонных пространств. Муфта выполнена в виде кольца и имеет резьбу для подвески колонны обсадных труб. Верхняя часть муфты имеет пазы для сообщения отводов с межтрубным пространством. Муфта размещена внутри нижнего корпуса под верхним корпусом, который имеет два концентрических ряда отверстий: отверстия внешнего ряда выполнены сквозными под шпильки, соединяющие верхний и нижний корпуса, а отверстия внутреннего ряда выполнены глухими под шпильки, соединяющие верхний корпус, например, с фланцем фонтанной арматуры или дополнительным корпусом. Отверстия внутреннего ряда выполнены смещенными относительно отверстий внешнего ряда на половину шага.

Недостатком аналога является невозможность произвести циркуляцию через противовыбросовое оборудование и блок глушения - дросселирования при выходе газовых пачек и ГНВП (газонефтеводопроявление).

Наиболее близким по технической сущности является устройство для обвязки устья скважины [RU2234588, опубл. 20.08.2004 ], включающее корпус с внутренним продольным сквозным каналом разных диаметров и со сквозным радиальным каналом и размещенными внутри корпуса герметизирующими элементами и элементами захвата. Корпус выполнен из верхней и нижней втулок, соединенных между собой накидной гайкой, под которую на верхнем конце нижней втулки выполнена наружная резьба, а у верхней втулки - наружный буртик. На верхнем конце верхней втулки выполнена наружная резьба для навинчивания крышки, а внутри втулки - кольцевая проточка с внутренним верхним уступом. В проточке размещен верхний герметизирующий элемент с распорными кольцами. С нижнего конца внутри верхней втулки выполнен цилиндрический канал под наружный диаметр кондуктора скважины с внутренним нижним уступом под верхний торец кондуктора. Нижний конец верхней втулки выполнен с возможностью вхождения его в кольцевую проточку нижней втулки, в которой размещен нижний герметизирующий элемент. Внутренний продольный сквозной канал нижней втулки корпуса выполнен под наружный диаметр кондуктора скважины. Сквозной радиальный канал выполнен в теле верхней втулки под внутренним верхним уступом кольцевой проточки. Элементы захвата выполнены в теле нижней части нижней втулки корпуса в виде наклонно расположенных снаружи внутрь к продольной оси втулки не менее трех по ее окружности цилиндрических каналов, нижние открытые концы которых выведены во внутренний продольный канал нижней втулки. В наклонные цилиндрические каналы заведены подпружиненные сверху шарики, нижние открытые концы каналов с шариками перекрыты кольцом, которое закреплено на нижнем торце нижней втулки.

Недостатками прототипа являются невозможность дальнейшего перемонтажа для установки разобщающего пакера при герметизации межколонного пространства, отсутствие системы переводчиков, обеспечивающих защиту и снимающих необходимость отдельным рейсом установки протектора на обсадную трубу, отсутствие обеспечения протектором защиты обсадной колонны от повреждения при дальнейшем бурении, отсутствие возможности управления скважиной при ГНВП при закрытом межколонновом пространстве.

Задачами являются:

• обеспечение защиты обсадной колонны от повреждений при дальнейшем бурении;

• обеспечение управления скважиной при газонефтеводопроявлении, в случае, когда закрыто межколонное пространство.

Техническим результатом является обеспечение герметизации межколонного пространства с исключением дальнейшего перемонтажа для установки разобщающего пакера.

Указанный технический результат достигается за счет того, что устройство состоит из головки - корпуса с резьбой для соединения с обсадными колоннами и противовыбросовым оборудованием, цоколя, пробки со штоком, крышки, прокладки, крышки сальника, втулки, гайки, набивки сальниковой, болтов, шайб, шпилек, а также содержит муфту-центратор с уплотнительным кольцом, герметично закрывающим межколонное пространство, патрон с левой резьбой, необходимый для безопасного отсоединения от муфты-центратора.

В частности, для повышения герметичности места посадки муфты-центратора в корпус головки, на муфте, выполнена кольцевая выточка для установки эластичного уплотнения.

В частности, патрон с левой резьбой необходим для исключения возможности отворота эксплуатационной колонны ниже муфты-центратора после разгрузки колонны при расстыковке и отвороте допускной трубы, а также гарантирует сохранность, целостность резьбовых соединений труб в скважине и их герметичности.

В частности, для дополнительной герметизации присутствует пакерное уплотнение.

В частности, присутствуют обводные каналы с кранами высокого давления для возможности производить циркуляцию и глушение скважины при газонефтеводопроявлениях и «дыхательными отверстиями» (далее - отверстиями) для возможности установки оборудования контроля давления, соединения с насосно-компрессорными трубами.

На фиг. 1 показана колонная головка в разрезе в собранном состоянии и обозначены следующие позиции: 1 - пакерное уплотнение, 2 - головка-корпус, 3 - пробку со штоком, 4 - крышку, 6 - крышку сальника,7 - втулку, 8 - гайку, 9 - муфту-центратор, 10 - цоколь, 11 - патрон с левой резьбой, 15 - гайку, 17 - шайбу, 19 - шпильку.

На фиг. 2 показан вид А и обозначены следующие позиции:12 -кольцо.

На фиг. 3 показан вид Б и обозначены следующие позиции: 5 - прокладку, 13 - набивку сальниковую.

На фиг. 4 показан вид сверху и обозначены следующие позиции: 14 - болт, 16 - гайку, 18 - шайбу.

Принцип работы описан ниже.

Для начала работы необходимо навернуть на обсадную колонну 245 мм (кондуктор) корпус колонной головки 2, затем отвернуть гайку 8, установить ПВО (противовыбросовое оборудование) на резьбу через фланцевое соединение.

После бурения под секцию эксплуатационной колонны, при подготовке к спуску, отвернуть заглушки и установить в отверстия КВД и манометр.

На допускную трубу навернуть патрон с левой резьбой 11, цоколь 10, муфту-центратор 9.

Спуск допускного производить с открытыми пробками со штоком 3, для исключения гидроудара. Цементирование производить в обычном режиме, согласно плана работ. После получения момента «СТОП», убедившись в том, что обратный клапан (ЦКОД) держит, произвести отворот допускной трубы ключами «вправо». Закрыть пробки со штоком 3. Произвести смену плашек со 127 на 102. Опрессовать противовыбросовое оборудование (ПВО). Произвести бурение под следующую секцию. После заканчивания и демонтажа ПВО, отвернуть патрон с левой резьбой 11, установить пакерное уплотнение 1 и навернуть гайку 8, также на муфту-центратор устанавливают предохранительную воронку для защиты резьбового соединения для последующей установки фонтанной арматуры.

Всё это позволяет исключить операции по ожиданию затвердевания цемента, демонтаж стволовой части противовыбросового оборудования, отворот катушки фланцевого соединения, чистку посадочного места, монтаж герметизирующего уплотнителя, активацию уплотнителя, установку предохранительной воронки на муфту-центратор

Таким образом, создана колонная головка ОКГМП-2К, которая позволяет исключить перемонтаж при установке разобщающего пакера, за счет герметизации межколонного пространства, обеспечить защиту от повреждений при дальнейшем бурении с помощью протектора и обеспечить управление скважиной в случае ГНВП при закрытом межколонном пространстве.

Claims (3)

1. Обвязка колонная с герметизацией межколонного пространства, содержащая головку-корпус, выполненную с возможностью навинчивания на обсадную колонну - кондуктор, муфту-центратор с уплотнительным кольцом, выполненную с возможностью герметичного закрытия межколонного пространства, и уплотнение для дополнительной герметизации, отличающаяся тем, что головка-корпус выполнена с возможностью резьбового соединения с противовыбросовым оборудованием и дополнительной герметизации посредством пакерного уплотнения, устанавливаемого между головкой-корпусом и муфтой-центратором, закрываемого сверху гайкой, навинченной на головку-корпус, и содержит два обводных канала, выполненных с возможностью их закрытия пробками со штоками, установленными в обводных каналах с помощью втулок, прокладок, сальников, крышек сальников и закрытых крышками, присоединенными к головке-корпусу шпильками или болтами с шайбами и гайками, муфта-центратор выполнена с возможностью соединения с одного конца с эксплуатационной колонной, а с другого - с цоколем, соединенным с патроном, имеющим левую резьбу.

2. Обвязка колонная по п. 1, отличающаяся тем, что на муфте-центраторе выполнена кольцевая выточка для установки эластичного уплотнения.

3. Обвязка колонная по п. 1, отличающаяся тем, что обводные каналы выполнены с кранами высокого давления и отверстиями для соединения с насосно-компрессорными трубами.

Images