RU221220U1 - Устройство для установки и цементирования хвостовика обсадной колонны в скважине - Google Patents

Abstract

Полезная модель относится к области нефтегазовой промышленности и может быть использована для установки хвостовиков обсадных колонн, в нефтяных и газовых скважинах. Техническим результатом является повышение надежности работы хвостовика обсадной колонны, в нефтяной или газовой скважине, путем усовершенствования устройства для установки и цементирования хвостовика обсадной колонны в скважине. Устройство для установки и цементирования хвостовика обсадной колонны в скважине содержит блок плашек, выполненный одной деталью, и установленный на средней несущей детали корпуса, где средняя несущая деталь корпуса имеет направляющие, взаимодействующие с плашками блока плашек, при их перемещении, соединительную деталь блока плашек, установленную на нижней несущей детали корпуса, образующую со средней несущей деталью корпуса кольцевую полость блока плашек и прикрепленную к нижней несущей детали корпуса с помощью срезного винта соединительной детали блока плашек, при этом средняя несущая деталь корпуса имеет отверстие для прохождения рабочей жидкости в кольцевую полость блока плашек, где со средней несущей деталью корпуса соединена нижняя несущая деталь корпуса и верхняя несущая деталь корпуса, а также к нижней несущей детали корпуса присоединена защитная деталь, также с нижней несущей деталью корпуса соединен стоп-патрубок, при этом внутри верхней несущей детали корпуса установлена подвесная пробка, соединенная с нижней деталью установочного инструмента с помощью срезного винта подвесной пробки, а нижняя деталь установочного инструмента соединена с верхней деталью установочного инструмента, также с нижней деталью установочного инструмента соединен поршень с помощью срезного винта поршня, а к верхней детали установочного инструмента присоединена фиксирующая деталь, объемная форма которой близка к форме цанги, при этом к верхней несущей детали корпуса присоединена вспомогательная гайка с левой резьбой с помощью срезного винта гайки, также с нижней деталью установочного инструмента соединена запорная деталь так, что между поршнем, запорной деталью, нижней деталью установочного инструмента и верхней несущей детали корпуса образована кольцевая полость поршня, где нижняя деталь установочного инструмента имеет отверстие для прохождения рабочей жидкости в кольцевую полость поршня, кроме того, к верхней детали установочного инструмента присоединены кулачки активатора пакера, выполненные одной деталью, объемная форма которой близка к форме цанги, и с верхней деталью установочного инструмента соединены нижняя заглушка и верхняя заглушка, где нижняя заглушка соединена с верхней деталью установочного инструмента с помощью срезного винта нижней заглушки, при этом верхняя деталь установочного инструмента имеет различные внешние диаметры по высоте так, что больший внешний диаметр верхней детали установочного инструмента находится выше меньшего диаметра верхней детали установочного инструмента, также к верхней несущей детали корпуса присоединена нижняя манжета, и снизу нижней манжеты присоединена нижняя торцевая защитная деталь нижней манжеты, также к верхней несущей детали корпуса присоединена средняя манжета, и сверху средней манжеты присоединена верхняя торцевая защитная деталь средней манжеты, и снизу средней манжеты присоединена нижняя торцевая защитная деталь средней манжеты, а также к верхней несущей детали корпуса присоединена верхняя манжета, и сверху верхней манжеты присоединена верхняя торцевая защитная деталь верхней манжеты, при этом между средней манжетой и верхней несущей деталью корпуса установлена подвижная кольцевая деталь средней манжеты, к верхней несущей детали корпуса присоединена нажимная втулка с помощью срезного винта нажимной втулки, а с нажимной втулкой сверху соединена полированная нажимная воронка, при этом плашки блока плашек имеют зубья, взаимодействующие с внутренней поверхностью трубы обсадной колонны, высота которых h находится в пределах от 1.5 мм до 4 мм, и плашки имеют угол наклона плоскости α, взаимодействующей с направляющими средней несущей детали корпуса, к продольной оси симметрии устройства для установки и цементирования хвостовика обсадной колонны в скважине в пределах от 4° до 6°, при этом габаритный размер каждой плашки L в плоскости, перпендикулярной к продольной оси симметрии устройства для установки и цементирования хвостовика обсадной колонны в скважине, обусловлен соотношением L=k1⋅D, где D - максимальный диаметр блока плашек, a k1 - коэффициент пропорциональности, находящийся в пределах от 0.2, до 0.3, и высота каждой плашки Р не меньше 70 мм, причем каждая плашка имеет продольный разрез, где ширина разреза m находится в пределах от 5 мм до 7 мм. 6 ил.

Description

Полезная модель относится к области нефтегазовой промышленности и может быть использована для установки хвостовиков обсадных колонн, в нефтяных и газовых скважинах.

Известно устройство для установки хвостовика обсадной колонны в скважине, включающее собственно хвостовик с воронкой в верхней части и конической наружной поверхностью, транспортировочную колонну хвостовика с установочным седлом, соединяющим эту колонну левой резьбой с воронкой, имеющей возможность только осевого перемещения, установленные на наружной поверхности хвостовика, кольцевое седло, верхнюю и нижнюю эластичные манжеты, выполненные с возможностью их последовательного размещения на боковой поверхности кольцевого седла, при перемещении воронки в процессе отсоединения транспортировочной колонны, гидротолкатель с плашками, образующий с хвостовиком кольцевую камеру, гидравлически связанную с полостью хвостовика, в его рабочем положении, при этом плашки выполнены с возможностью взаимодействия с конической поверхностью хвостовика [1].

Указанное устройство имеет низкие показатели надежности работы, в частности, низкую безотказность работы, и низкую долговечность работы.

Обусловлено это тем, что в этом устройстве не обеспечивают наибольшую упругую деформацию плашек, после цементирования хвостовика обсадной колонны в нефтяной или газовой скважине, поскольку здесь никак не оптимизированы размеры плашек. Это снижает запас устойчивости устройства к динамическим нагрузкам.

Кроме того, в этом устройстве осуществляют не достаточно равномерную нагрузку на манжеты пакера, при их сжатии, поскольку нагрузку на манжеты пакера передают только через металлические детали, которые не могут обеспечить равномерную нагрузку на манжету пакера. Также в этом устройстве не осуществляют дополнительное сжатие манжет пакера. Это снижает качество перекрывания затрубного пространства, при срабатывании пакера, и соответственно снижает показатели надежности работы этого устройства.

Наиболее близкой является пакер-подвеска хвостовика гидромеханическая цементируемая, характеризующаяся тем, что представляет устройство для установки хвостовика обсадной колонны в скважине и содержит не извлекаемую часть, включающую нижний переводник с установленной в нем спускаемой подвесной пробкой, соединенный через муфту с корпусом пакера-подвески, на котором последовательно смонтированы узел якоря и узел механического пакера с толкателем и нажимной втулкой, и содержит извлекаемую часть в виде установочного инструмента хвостовика, который включает узел разъединения транспортировочной колонны с пакером-подвеской хвостовика, узел кулачков привода нажимной втулки пакера, верхний переводник в виде патрубка, разъемно дополненного в верхней части муфтой, выполненной в свою очередь с возможностью разъемного присоединения пакера-подвески к транспортировочной колонне [2].

Это устройство имеет аналогичные недостатки. Угол фо.пл. наклона образующей внутренней конической поверхности плашки, равный ответному углу фо.к.к. наклона образующей кольцевого конического клина цилиндроконического кольцевого элемента привода якорных элементов фо.пл.=фо.к.к.=(0,13÷0,19) [рад] не обеспечивает наибольшую упругую деформацию плашек, после цементирования хвостовика обсадной колонны в нефтяной или газовой скважине.

В основу полезной модели поставлена задача путем усовершенствования устройства для установки и цементирования хвостовика обсадной колонны в скважине увеличить надежность работы хвостовика обсадной колонны, в нефтяной или газовой скважине.

Поставленная задача решается тем, что устройство для установки и цементирования хвостовика обсадной колонны в скважине содержит блок плашек, выполненный одной деталью, и установленный на средней несущей детали корпуса, где средняя несущая деталь корпуса имеет направляющие, взаимодействующие с плашками блока плашек, при их перемещении соединительную деталь блока плашек, установленную на нижней несущей детали корпуса, образующую со средней несущей деталью корпуса кольцевую полость блока плашек и прикрепленную к нижней несущей детали корпуса с помощью срезного винта соединительной детали блока плашек, при этом средняя несущая деталь корпуса имеет отверстие для прохождения рабочей жидкости в кольцевую полость блока плашек, где со средней несущей деталью корпуса соединена нижняя несущая деталь корпуса и верхняя несущая деталь корпуса, а также к нижней несущей детали корпуса присоединена защитная деталь, также с нижней несущей деталью корпуса соединен стоп-патрубок, при этом внутри верхней несущей детали корпуса установлена подвесная пробка, соединенная с нижней деталью установочного инструмента, с помощью срезного винта подвесной пробки, а нижняя деталь установочного инструмента соединена с верхней деталью установочного инструмента, также с нижней деталью установочного инструмента соединен поршень с помощью срезного винта поршня, а к верхней детали установочного инструмента присоединена фиксирующая деталь, объемная форма которой близка к форме цанги, при этом к верхней несущей детали корпуса присоединена вспомогательная гайка с левой резьбой с помощью срезного винта гайки, также с нижней деталью установочного инструмента соединена запорная деталь так, что между поршнем, запорной деталью, нижней деталью установочного инструмента и верхней несущей детали корпуса образована кольцевая полость поршня, где нижняя деталь установочного инструмента имеет отверстие для прохождения рабочей жидкости в кольцевую полость поршня, кроме того, к верхней детали установочного инструмента присоединены кулачки активатора пакера, выполненные одной деталью, объемная форма которой близка к форме цанги, и с верхней деталью установочного инструмента соединены нижняя заглушка и верхняя заглушка, где нижняя заглушка соединена с верхней деталью установочного инструмента с помощью срезного винта нижней заглушки, при этом верхняя деталь установочного инструмента имеет различные внешние диаметры по высоте так, что больший внешний диаметр верхней детали установочного инструмента находится выше меньшего диаметра верхней детали установочного инструмента, также к верхней несущей детали корпуса присоединена нижняя манжета, и снизу нижней манжеты, присоединена нижняя торцевая защитная деталь нижней манжеты, также к верхней несущей детали корпуса присоединена средняя манжета, и сверху средней манжеты присоединена верхняя торцевая защитная деталь средней манжеты, и снизу средней манжеты присоединена нижняя торцевая защитная деталь средней манжеты, а также к верхней несущей детали корпуса присоединена верхняя манжета, и сверху верхней манжеты присоединена верхняя торцевая защитная деталь верхней манжеты, при этом между средней манжетой и верхней несущей деталью корпуса установлена подвижная кольцевая деталь средней манжеты, еще к верхней несущей детали корпуса присоединена нажимная втулка с помощью срезного винта нажимной втулки, а с нажимной втулкой сверху соединена полированная нажимная воронка, при этом плашки блока плашек имеют зубья, взаимодействующие с внутренней поверхностью трубы обсадной колонны, высота которых h, находится в пределах от 1.5 мм до 4 мм, плашки имеют угол наклона плоскости α, взаимодействующей с направляющими средней несущей детали корпуса, к продольной оси симметрии устройства для установки и цементирования хвостовика обсадной колонны в скважине, в пределах от 4° до 6°, при этом габаритный размер каждой плашки L в плоскости, перпендикулярной к продольной оси симметрии устройства для установки и цементирования хвостовика обсадной колонны в скважине, обусловлен соотношением: L=k1⋅D, где D - максимальный диаметр блока плашек, a k1 - коэффициент пропорциональности, находящийся в пределах от 0.2, до 0.3, и высота каждой плашки Р не меньше 70 мм, причем каждая плашка имеет продольный разрез, где ширина разреза m находится в пределах от 5 мм до 7 мм.

На фиг. 1 схематически изображена нижняя часть устройства для установки и цементирования хвостовика обсадной колонны в скважине, имеющая частичный продольный разрез по продольной оси симметрии устройства для установки и цементирования хвостовика обсадной колонны в скважине. Буквой Q обозначена продольная ось симметрии устройства для установки и цементирования хвостовика обсадной колонны в скважине.

На фиг. 2 схематически изображена верхняя часть устройства для установки и цементирования хвостовика обсадной колонны в скважине, имеющая частичный продольный разрез по продольной оси симметрии устройства для установки и цементирования хвостовика обсадной колонны в скважине. Буквой Q обозначена продольная ось симметрии устройства для установки и цементирования хвостовика обсадной колонны в скважине. Буквой d1 обозначен меньший наружный диаметр верхней детали установочного инструмента. Буквой d2 обозначен больший наружный диаметр верхней детали установочного инструмента. Тонкими пунктирными линиями обозначена продавочная пробка, в подвесной пробке.

На фиг. 3 схематически изображен частичный продольный разрез поршня, запорной детали, фиксирующей детали, а также вспомогательной гайки с левой резьбой, по продольной оси симметрии устройства для установки и цементирования хвостовика обсадной колонны в скважине. Буквой Q обозначена продольная ось симметрии устройства для установки и цементирования хвостовика обсадной колонны в скважине. Тонкими пунктирными линиями обозначена продавочная пробка, в подвесной пробке.

На фиг. 4 схематически изображен частичный продольный разрез верхней, средней, и нижней манжет пакера, по продольной оси симметрии устройства для установки и цементирования хвостовика обсадной колонны в скважине. Буквой Q обозначена продольная ось симметрии устройства для установки и цементирования хвостовика обсадной колонны в скважине.

На фиг. 5 изображен продольный разрез блока плашек. Буквой h обозначена высота зубьев плашки. Буквой Р обозначена высота плашки. Буквой Q обозначена продольная ось симметрии устройства для установки и цементирования хвостовика обсадной колонны в скважине.

На фиг. 6 изображен вид А, указанный на фиг. 5. Буквой L обозначен габаритный размер плашки, в плоскости, перпендикулярной к продольной оси симметрии устройства для установки и цементирования хвостовика обсадной колонны в скважине. Буквой D обозначен максимальный диаметр блока плашек. Буквой m обозначена ширина продольного разреза плашки. Буквой Q обозначена продольная ось симметрии устройства для установки и цементирования хвостовика обсадной колонны в скважине.

Устройство для установки и цементирования хвостовика обсадной колонны в скважине содержит блок плашек 1, выполненный одной деталью и установленный на средней несущей детали корпуса 2. Средняя несущая деталь корпуса 2 имеет направляющие 3, взаимодействующие с плашками блока плашек 4, при их перемещении (фиг. 1).

Соединительная деталь блока плашек 5, установлена на нижней несущей детали корпуса 6. Соединительная деталь блока плашек 5 образует со средней несущей деталью корпуса 2 кольцевую полость блока плашек 7 и прикреплена к нижней несущей детали корпуса 6 с помощью срезного винта соединительной детали блока плашек 8. Срезных винтов 8 может быть больше одного.

Средняя несущая деталь корпуса 2 имеет отверстие для прохождения рабочей жидкости в кольцевую полость блока плашек 9.

Со средней несущей деталью корпуса 2 соединена нижняя несущая деталь корпуса 6, и верхняя несущая деталь корпуса 10. К нижней несущей детали корпуса 6 присоединена защитная деталь 11. С нижней несущей деталью корпуса 6 соединен стоп-патрубок 12, напрямую (фиг. 1), или через дополнительную деталь (на фигуре не указано). Дополнительных деталей может быть больше одной. И стоп-патрубок может находиться на расстоянии от нижней несущей детали корпуса 6 до 1000 м и более.

Внутри верхней несущей детали корпуса 10 установлена подвесная пробка 13, соединенная с нижней деталью установочного инструмента 14 с помощью срезного винта подвесной пробки 15 (фиг. 2). Винтов 15 может быть больше одного.

Нижняя деталь установочного инструмента 14 соединена с верхней деталью установочного инструмента 16.

Также с нижней деталью установочного инструмента 14 соединен поршень 17 с помощью срезного винта поршня 18 (фиг. 2, 3). Винтов 18 может быть больше одного.

К верхней детали установочного инструмента 16 присоединена фиксирующая деталь 19, объемная форма которой близка к форме цанги. Фиксирующая деталь 19 изготовлена из упругой стали.

Также к верхней несущей детали корпуса 10 присоединена вспомогательная гайка 20 с левой резьбой, с помощью срезного винта гайки 21.

И также с нижней деталью установочного инструмента 14 соединена запорная деталь 22, так, что между поршнем 17, запорной деталью 22, нижней деталью установочного инструмента 14, и верхней несущей детали корпуса 10, образована кольцевая полость поршня 23. При этом нижняя деталь установочного инструмента 14 имеет отверстие для прохождения рабочей жидкости в кольцевую полость поршня 24.

Кроме того, к верхней детали установочного инструмента 16 присоединены кулачки активатора пакера 25, выполненные одной деталью, объемная форма которой близка к форме цанги.

С верхней деталью установочного инструмента 16 соединены нижняя заглушка 26 и верхняя заглушка 27. Верхняя заглушка 27 предотвращает попадание загрязнений внутрь устройства, и является центратором для верхней детали установочного инструмента 14.

Нижняя заглушка 26 соединена с верхней деталью установочного инструмента 14 с помощью срезного винта нижней заглушки 28. Винтов 28 может быть больше одного.

При этом верхняя деталь установочного инструмента 16 имеет различные внешние диаметры по высоте d1 и d2 (фиг. 2). Больший внешний диаметр верхней детали установочного инструмента d2 находится выше меньшего диаметра верхней детали установочного инструмента d1.

К верхней несущей детали корпуса 10 присоединена нижняя манжета 29 и снизу нижней манжеты 29 присоединена нижняя торцевая защитная деталь нижней манжеты 30. Также к верхней несущей детали корпуса присоединена средняя манжета 31, где сверху средней манжеты 31 присоединена верхняя торцевая защитная деталь средней манжеты 32, и снизу средней манжеты 31 присоединена нижняя торцевая защитная деталь средней манжеты 33 (фиг. 4). И к верхней несущей детали корпуса 10 присоединена верхняя манжета 34, где сверху верхней манжеты 34 присоединена верхняя торцевая защитная деталь верхней манжеты 35. Между средней манжетой 31 и верхней несущей деталью корпуса 10 установлена подвижная кольцевая деталь средней манжеты 36.

И еще к верхней несущей детали корпуса 10 присоединена нажимная втулка 37 с помощью срезного винта нажимной втулки 38. Срезных винтов 38 может быть больше одного. А с нажимной втулкой 38 сверху соединена полированная нажимная воронка 39.

Также заявляемое устройство содержит крепежные винты для разъемного соединения деталей, и кольца резиновые уплотнительные, для обеспечения необходимого давления рабочей жидкости в устройстве. И также заявляемое устройство может содержать дополнительные крепежные детали.

Плашки блока плашек 4 имеют зубья 40, взаимодействующие с внутренней поверхностью трубы обсадной колонны, высота которых h находится в пределах от 1.5 мм до 4 мм (фиг. 5, 6).

Плашки блока плашек 4 также имеют угол наклона плоскости α, взаимодействующей с направляющими средней несущей детали корпуса 3, к продольной оси симметрии устройства для установки хвостовика и цементирования обсадной колонны в скважине, Q, в пределах от 4° до 6°. При этом габаритный размер каждой плашки L в плоскости, перпендикулярной к продольной оси симметрии устройства для установки и цементирования хвостовика обсадной колонны в скважине, Q, обусловлен соотношением: L=k1⋅D, где D - максимальный диаметр блока плашек 1, a k1 - коэффициент пропорциональности, находящийся в пределах от 0.2, до 0.3. При этом высота каждой плашки Р составляет не меньше 70 мм. Каждая плашка 4 имеет продольный разрез 40, где ширина разреза т находится в пределах от 5 мм до 7 мм.

Заявляемое устройство работает следующим образом.

Сначала устройство для установки и цементирования хвостовика обсадной колонны в скважине опускают в нефтяную или газовую скважину на установленную глубину. Хвостовиком обсадной колонны является колонна потайного типа, которая устанавливается в специальной системе подвески, в предыдущей обсадной колонне.

После этого осуществляют цементирование хвостовика обсадной колонны, закачивая тампонажный раствор через подвесную пробку 13.

По окончании процесса закачивания тампонажного раствора в трубное пространство, туда же помещают продавочную пробку и транспортируют ее с помощью рабочей жидкости, до посадки в пробку 13. Положение продавочной пробки, после окончания цементирование хвостовика обсадной колонны, на фиг. 2 указано тонкими пунктирными линиями. Рабочей жидкостью может быть, например, буровой раствор.

Затем повышением давления рабочей жидкости до установленного значения осуществляют срезание срезного винта подвесной пробки 15. После этого подвесную и продавочную пробки транспортируют с помощью рабочей жидкости, до посадки в стоп-патрубок 12, выдавливая в затрубное пространство остатки тампонажного раствора. В результате перекрывают внутренний канал хвостовика обсадной колонны для протекания рабочей жидкости.

Дальше повышают давление рабочей жидкости до установленного значения, и с помощью давления рабочей жидкости обеспечивают срезание срезного винта соединительной детали блока плашек 8. Для этого подают рабочую жидкость в кольцевую полость блока плашек 7, через отверстие для прохождения рабочей жидкости в кольцевую полость блока плашек 9. После чего, давлением рабочей жидкости, осуществляют перемещение плашек 4 вверх, по направляющим 3, прижимая их к внутренней поверхности трубы предыдущей обсадной колонны.

После этого подвешивают хвостовик обсадной колонны в скважине, снижая механическую нагрузку хвостовика обсадной колонны, на нижнюю деталь установочного инструмента 14, и на верхнюю деталь установочного инструмента 16. Таким образом, осуществляют разгрузку хвостовика обсадной колонны. Для этого используют плашки 4, предотвращающие движение хвостовика обсадной колонны вниз. Давление рабочей жидкости, при этом, снижают до исходного значения. При разгрузке хвостовика обсадной колонны, происходит перемещение хвостовика обсадной колонны вниз, на небольшое расстояние.

Дальше осуществляют отсоединение нижней детали установочного инструмента 14, и верхней детали установочного инструмента 16, от хвостовика обсадной колонны. Для этого увеличивают давление рабочей жидкости до установленного значения, и с помощью давления рабочей жидкости срезают срезной винт поршня 18, и перемещают поршень 17 вверх, освобождая фиксирующую деталь 19. Для этого подают рабочую жидкость в кольцевую полость поршня 23, через отверстие для прохождения рабочей жидкости в кольцевую полость поршня 24. После этого поднимают вверх нижнюю деталь установочного инструмента 14, и верхнюю деталь установочного инструмента 16.

В том случае, если не удается увеличить давление рабочей жидкости до установленного значения и осуществить срезание срезного винта поршня 18, осуществляют механическое отсоединение нижней детали установочного инструмента 14, и верхней детали установочного инструмента 16. Для этого к нижней детали установочного инструмента 14 и верхней детали установочного инструмента 16 прикладывают крутящий момент, и механическим усилием срезают срезного винта гайки 21, и вращают вспомогательную гайку 20 с левой резьбой, до ее отсоединения от верхней несущей детали корпуса 10.

Вместе с нижней деталью установочного инструмента 14 и верхней деталью установочного инструмента 16 поднимают вверх кулачки активатора пакера 25, нижнюю заглушку 26 и верхнюю заглушку 27. Этим обеспечивают выход кулачков активатора пакера 25 из полированной нажимной воронки 39.

Затем к верхней детали установочного инструмента 16 прикладывают механическую нагрузку вниз, и воздействуют на кулачки активатора пакера 25 с помощью нижней заглушки 26, и передают механическую нагрузку на нажимную воронку 39, а также на нажимную втулку 37.

С помощью приложенной механической нагрузки осуществляют срез срезного винта нажимной втулки 38. Дальше осуществляют сжатие (пакеровку) нижней манжеты 29, средней манжеты 31, верхней манжеты 34. С помощью манжет 29, 31, и 34, обеспечивают герметизацию пространства между заявляемым устройством, и обсадной колонной. Механическую нагрузку на манжеты 29, 31, и 34, передают через торцевые защитные детали 30, 32, 33, и 35. После этого, хвостовик обсадной колонны полностью установлен в скважине.

Перекрывание затрубного пространства обеспечивает средняя манжета 31. Более равномерную механическую нагрузку на среднюю манжету 31, передают через верхнюю манжету 34, и нижнюю манжету 29. Это и обеспечивает более равномерную нагрузку на среднюю манжету 31. Подвижная кольцевая деталь средней манжеты 36, при этом, обеспечивает более равномерную деформацию средней манжеты 31, при перекрывании затрубного пространства в устройстве, которое заявляется. Это и обеспечивает увеличение надежности работы хвостовика обсадной колонны, в нефтяной или газовой скважине.

Чтобы дополнительно улучшить перекрывание затрубного пространства, используют верхнюю деталь установочного инструмента 14, которая имеет различные внешние диаметры по высоте d1 и d2 (фиг. 2). Используя больший внешний диаметр d2, верхней детали установочного инструмента 16, осуществляют дополнительное сжатие средней манжеты 31, с помощью приложенной механической нагрузки сверху. Это дополнительно обеспечивает увеличение надежности работы хвостовика обсадной колонны, в нефтяной или газовой скважине.

Также улучшает перекрывание затрубного пространства то, что механическое воздействие на манжеты 29, 31, и 34 осуществляют с помощью заглушки 26 через кулачки активатора пакера 25, которые выполнены одной деталью, близкой к форме цанги. Это также дополнительно обеспечивает увеличение надежности работы хвостовика обсадной колонны, в нефтяной или газовой скважине.

Высота зубьев плашек h не должна быть меньше 1.5 мм, поскольку поверхность стенок предыдущей обсадной колонны, с которой взаимодействуют зубья 40, может иметь налипшие загрязнения, например глиняную корку. В этом случае невозможно будет обеспечить необходимое взаимодействие зубьев 40, с поверхностью стенок предыдущей обсадной колонны, и соответственно, невозможно будет обеспечить надежную подвеску хвостовика обсадной колонны в нефтяной или газовой скважине.

По этой же причине высота каждой плашки Р не может быть меньше 70 мм.

И по этой же причине коэффициент пропорциональности k1 не может быть меньше 0.2.

Высота зубьев плашек h не должна быть больше 4 мм, поскольку это неоправданно увеличит материалоемкость плашек 4.

Аналогично, коэффициент пропорциональности k1 не может быть больше 0.3, поскольку это тоже неоправданно увеличит материалоемкость плашек 4.

Ширина разреза m не может быть меньше 5 мм. Разрез 41 предназначен для выдавливания в него налипших загрязнений с поверхности стенок предыдущей обсадной колонны, при взаимодействии зубьев 40, с поверхностью стенок предыдущей обсадной колонны. При ширине разреза m меньше 5 мм, выдавливание в него налипших загрязнений, с поверхности стенок предыдущей обсадной колонны будет недостаточным. В результате чего невозможно будет обеспечить необходимое взаимодействие зубьев 40 с поверхностью стенок предыдущей обсадной колонны и соответственно невозможно будет обеспечить надежную подвеску хвостовика обсадной колонны в нефтяной или газовой скважине.

Ширина разреза m не может быть больше 7 мм. При неизменном габаритном размере каждой плашки L - это неоправданно снизит площадь взаимодействия зубьев 40 с поверхностью стенок предыдущей обсадной колонны, соответственно также невозможно будет обеспечить надежную подвеску хвостовика обсадной колонны в нефтяной или газовой скважине.

Угол наклона α не может быть меньше 4° и не может быть больше 6°, поскольку в этом случае соотношение упругих деформаций плашек, в осевом растяжении, и радиальном сжатии, не будет оптимальным.

Оптимальное значение угла α, а также оптимальные значения величин h, Р, k1, и m определены экспериментальным путем в производственных условиях ПАО «ТЯЖПРЕССМАШ», г. Рязань.

Указанные оптимальные значения величин, обеспечивают наибольшие упругие деформации плашек 4, в осевом растяжении, и радиальном сжатии. При затвердевании тампонажного раствора будет увеличена стойкость устройства для установки и цементирования хвостовика обсадной колонны в скважине, к сильным динамическим нагрузкам. Это также увеличит надежность работы хвостовика обсадной колонны, в нефтяной или газовой скважине.

Использование гидравлического отсоединения нижней детали установочного инструмента 14 и верхней детали установочного инструмента 16 от хвостовика обсадной колонны дополнительно способствует лучшему затвердеванию тампонажного раствора.

Это дополнительно увеличит стойкость устройства для установки и цементирования хвостовика обсадной колонны в скважине, к сильным динамическим нагрузкам, и соответственно увеличит надежность работы хвостовика обсадной колонны, в нефтяной или газовой скважине.

Кроме того, надежность работы хвостовика обсадной колонны в нефтяной или газовой скважине увеличивают, используя полированную поверхность нажимной воронки 39. Полированная поверхность снижает налипание на нее загрязнений, что делает нажимную воронку 39 более надежной в работе.

И кроме того, все детали устройства для установки и цементирования хвостовика обсадной колонны в скважине, могут быть выполнены из нержавеющей, либо коррозионно-стойкой стали. Это снизит коррозию металлических деталей заявляемого устройства, в скважине, и соответственно дополнительно увеличит надежность его работы.

Таким образом, устройство для установки и цементирования хвостовика обсадной колонны в скважине увеличивает надежность работы хвостовика обсадной колонны в нефтяной или газовой скважине.

ИСТОЧНИКИ ИНФОРМАЦИИ

1. Патент Российской Федерации на изобретение №2346143, (2006.01) Е21В 33/14, опубликован 10.02.2009, бюл. №4.

2. Патент Российской Федерации на изобретение №2675392, (2006.01) Е21В 43/10, (2006.01) Е21В 33/14, (2006.01) Е21В 33/12, опубликован 19.12.2018, бюл. №35.

Claims (1)

1. Устройство для установки и цементирования хвостовика обсадной колонны в скважине, содержащее блок плашек, выполненный одной деталью и установленный на средней несущей детали корпуса, где средняя несущая деталь корпуса имеет направляющие, взаимодействующие с плашками блока плашек, при их перемещении, соединительную деталь блока плашек, установленную на нижней несущей детали корпуса, образующую со средней несущей деталью корпуса кольцевую полость блока плашек и прикрепленную к нижней несущей детали корпуса с помощью срезного винта соединительной детали блока плашек, при этом средняя несущая деталь корпуса имеет отверстие для прохождения рабочей жидкости в кольцевую полость блока плашек, где со средней несущей деталью корпуса соединена нижняя несущая деталь корпуса и верхняя несущая деталь корпуса, а также к нижней несущей детали корпуса присоединена защитная деталь, также с нижней несущей деталью корпуса соединен стоп-патрубок, при этом внутри верхней несущей детали корпуса установлена подвесная пробка, соединенная с нижней деталью установочного инструмента с помощью срезного винта подвесной пробки, а нижняя деталь установочного инструмента соединена с верхней деталью установочного инструмента, также с нижней деталью установочного инструмента соединен поршень с помощью срезного винта поршня, а к верхней детали установочного инструмента присоединена фиксирующая деталь, объемная форма которой близка к форме цанги, при этом к верхней несущей детали корпуса присоединена вспомогательная гайка с левой резьбой с помощью срезного винта гайки, также с нижней деталью установочного инструмента соединена запорная деталь так, что между поршнем, запорной деталью, нижней деталью установочного инструмента и верхней несущей деталью корпуса образована кольцевая полость поршня, где нижняя деталь установочного инструмента имеет отверстие для прохождения рабочей жидкости в кольцевую полость поршня, кроме того, к верхней детали установочного инструмента присоединены кулачки активатора пакера, выполненные одной деталью, объемная форма которой близка к форме цанги, и с верхней деталью установочного инструмента соединены нижняя заглушка и верхняя заглушка, где нижняя заглушка соединена с верхней деталью установочного инструмента с помощью срезного винта нижней заглушки, при этом верхняя деталь установочного инструмента имеет различные внешние диаметры по высоте так, что больший внешний диаметр верхней детали установочного инструмента находится выше меньшего диаметра верхней детали установочного инструмента, также к верхней несущей детали корпуса присоединена нижняя манжета, и снизу нижней манжеты присоединена нижняя торцевая защитная деталь нижней манжеты, также к верхней несущей детали корпуса присоединена средняя манжета, и сверху средней манжеты присоединена верхняя торцевая защитная деталь средней манжеты, и снизу средней манжеты присоединена нижняя торцевая защитная деталь средней манжеты, а также к верхней несущей детали корпуса присоединена верхняя манжета, и сверху верхней манжеты присоединена верхняя торцевая защитная деталь верхней манжеты, при этом между средней манжетой и верхней несущей деталью корпуса установлена подвижная кольцевая деталь средней манжеты, к верхней несущей детали корпуса присоединена нажимная втулка с помощью срезного винта нажимной втулки, а с нажимной втулкой сверху соединена полированная нажимная воронка, при этом плашки блока плашек имеют зубья, взаимодействующие с внутренней поверхностью трубы обсадной колонны, высота которых h находится в пределах от 1,5 мм до 4 мм, и плашки имеют угол наклона плоскости α, взаимодействующей с направляющими средней несущей детали корпуса, к продольной оси симметрии устройства для установки и цементирования хвостовика обсадной колонны в скважине в пределах от 4° до 6°, при этом габаритный размер каждой плашки L в плоскости, перпендикулярной к продольной оси симметрии устройства для установки и цементирования хвостовика обсадной колонны в скважине, обусловлен соотношением L=k1⋅D, где D - максимальный диаметр блока плашек, a k1 - коэффициент пропорциональности, находящийся в пределах от 0,2 до 0,3, и высота каждой плашки Р не меньше 70 мм, причем каждая плашка имеет продольный разрез, где ширина разреза m находится в пределах от 5 мм до 7 мм.

Images