RU2214503C1

RU2214503C1 - Device for cementing of additional casing string

Info

Publication number: RU2214503C1
Application number: RU2002111070A
Authority: RU
Inventors: Р.Г. Габдуллин; Д.В. Страхов; Р.З. Зиятдинов; А.Н. Семенов
Original assignee: Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина
Priority date: 2002-04-24
Filing date: 2002-04-24
Publication date: 2003-10-20

Abstract

FIELD: oil-gas producing industry, particularly, construction and repair of wells whose casing string got out of order. SUBSTANCE: device has sealing unit, packer, check valve, filling unit and seals. Sealing unit includes body with toothed cut. Packer is installed on body and consists of collar, upper and lower stops. Upper stop is connected with sub by shear members. Filling unit includes body accommodating adjusting bushing. Bodies of sealing and filling units are interconnected in length by means of sub and branch pipe. Sealing unit body has longitudinal recesses and movable bushing installed inside body and connected by means of shear members to packer upper stop through longitudinal recesses. Packer lower stop is connected by means of shear members with body. Filling unit has knocked-off valves installed in body. Adjusting bushing of body is made with circular external recess for retaining ring on body. Filling unit has also supporting bushing located inside adjusting bushing and is connected by shear members with adjusting bushing and body end piece. Knocked-off valves are installed for engagement with nipple installed on lower end of tubing. Inner diameter of adjusting bushing is somewhat less than outer diameter of coupling connecting the nipple with tubing. EFFECT: simplified design, high operate reliability and simplified cementing technology. 3 cl, 3 dwg

Description

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, а именно к строительству и ремонту скважин, обсадные колонны которых пришли в негодность, в связи с чем требуется их полная замена. The invention relates to the oil and gas industry, namely to the construction and repair of wells, casing of which has become unusable, and therefore requires their complete replacement.

Известно устройство для цементирования хвостовика в скважине, включающее верхний и нижний трубчатые корпуса с присоединительными резьбами, последний из которых снабжен пакерующим элементом, заякоривающий узел, фиксаторы и переводник [1]. A device is known for cementing a liner in a well, including an upper and lower tubular body with connecting threads, the last of which is equipped with a packing element, an anchor assembly, clips and an adapter [1].

Недостатком устройства является его большая металлоемкость и трудоемкость изготовления и сборки, а также сложность технологического процесса его применения. The disadvantage of this device is its large metal consumption and the complexity of manufacturing and assembly, as well as the complexity of the technological process of its application.

Наиболее близким по технической сущности к предлагаемому является устройство, содержащее герметизирующий узел, включающий корпус с зубчатыми насечками, пакер, установленный на корпусе и состоящий из манжеты, верхнего упора, соединенного с переводником срезным элементом, нижнего упора, и обратный клапан, заливочный узел, включающий корпус с установочной втулкой внутри [2] . The closest in technical essence to the proposed is a device containing a sealing unit, comprising a housing with serrated notches, a packer mounted on the housing and consisting of a cuff, an upper stop connected to a sub by a shear element, a lower stop, and a check valve, a filling unit, including housing with an installation sleeve inside [2].

Указанному устройству в той или другой степени присущи все недостатки, отмеченные выше. Кроме того, оно сложное по конструкции, расположение заливочного узла внутри герметизирующего резко уменьшает проходное сечение устройства, а использование замковой конической резьбы не позволяет обеспечить герметичное соединение между насосно-компрессорными трубами (НКТ) и устройством. Вызывает сомнение также надежность работы подпружиненного поршня. The specified device to one degree or another has all the disadvantages noted above. In addition, it is complex in design, the location of the filling unit inside the sealing sharply reduces the flow area of the device, and the use of tapered tapered threads does not allow for a tight connection between the tubing and the device. The reliability of the spring-loaded piston is also doubtful.

Задачей изобретения является создание устройства более простой конструкции, простого в изготовлении и применении, более надежного в работе и обеспечивающего упрощение технологии цементирования. The objective of the invention is to provide a device with a simpler design, easy to manufacture and use, more reliable in operation and simplifying the technology of cementing.

Поставленная задача решается предлагаемым устройством, содержащим герметизирующий узел, включающий корпус с зубчатыми насечками, пакер, установленный на корпусе и состоящий из манжеты, верхнего упора, соединенного с переводником срезными элементами, нижнего упора, и обратный клапан, заливочный узел, включающий корпус с установочной втулкой внутри. The problem is solved by the proposed device, containing a sealing assembly, including a housing with serrated notches, a packer mounted on the housing and consisting of a cuff, an upper stop connected to the sub by shear elements, a lower stop, and a check valve, a filling unit, including a housing with an installation sleeve inside.

Новым является то, что корпусы герметизирующего и заливочного узлов соединены между собой по длине через посредство переводника и патрубка; корпус герметизирующего узла снабжен продольными пазами и подвижной втулкой, установленной внутри корпуса и соединенной срезными элементами с верхним упором пакера через продольные пазы, причем нижний упор пакера соединен срезными элементами с корпусом; заливочный узел снабжен сбивными клапанами, установленными в корпусе, а установочная втулка его выполнена с кольцевым наружным пазом под стопорное кольцо на корпусе, снабжен также опорной втулкой, расположенной внутри установочной втулки и соединенной срезными элементами с установочной втулкой и наконечником корпуса; сбивные клапаны установлены с возможностью взаимодействия с ниппелем, установленным на нижнем конце насосно-компрессорных труб, а внутренний диаметр опорной втулки выбран несколько меньше наружного диаметра муфты, соединяющей ниппель с насосно-компрессорными трубами. What is new is that the housings of the sealing and pouring units are interconnected along the length through a sub and a pipe; the housing of the sealing unit is provided with longitudinal grooves and a movable sleeve mounted inside the housing and connected by shear elements to the upper stop of the packer through the longitudinal grooves, the lower stop of the packer being connected by shear elements to the body; the filling unit is equipped with knocking valves installed in the housing, and its installation sleeve is made with an annular external groove for the retaining ring on the body, is also equipped with a support sleeve located inside the installation sleeve and connected by shear elements to the installation sleeve and the housing tip; knock-off valves are installed with the possibility of interaction with a nipple mounted on the lower end of the tubing, and the inner diameter of the support sleeve is selected slightly less than the outer diameter of the coupling connecting the nipple to the tubing.

Новым также является то, что обратный клапан герметизирующего узла установлен в подвижной втулке, а верхний упор пакера выполнен в виде клиновидного цилиндра. It is also new that the check valve of the sealing unit is installed in the movable sleeve, and the upper stop of the packer is made in the form of a wedge-shaped cylinder.

На фиг. 1 изображен герметизирующий узел устройства. In FIG. 1 shows the sealing assembly of the device.

На фиг. 2 - заливочный узел устройства с введенным вовнутрь ниппелем на НКТ. In FIG. 2 - filling unit of the device with the inserted nipple on the tubing.

На фиг. 3 - оснастка устья скважины при цементировании дополнительной обсадной колонны. In FIG. 3 - rigging of the wellhead during cementing of an additional casing string.

Герметизирующий узел (фиг. 1) состоит из корпуса 1 с продольными пазами 2 и зубчатыми насечками 3. Телескопически к корпусу снаружи установлен пакер, включающий в себя нижний упор 4, соединенный с корпусом срезными элементами 5, эластичную манжету 6, клиновой наконечник 7, соединенный с верхним упором 8, выполненным в виде цилиндра с коническими и цилиндрическими поясами на наружной поверхности, который, в свою очередь, соединен с переводником 9 с помощью срезных элементов 10. Между наконечником 7 и нижним торцом верхнего упора 8 находится стопорное кольцо 11. Внутри корпуса 1 установлено подвижное седло 12, соединенное срезными элементами 13 с верхним упором 8 в зоне продольных пазов 2. В седле 12 расположен обратный клапан 14 с продольными пазами 15 и винтами 16, ограничивающими перемещение клапана в осевом направлении. На конце корпуса 1 навернут башмак 17 с конической внутренней поверхностью. The sealing assembly (Fig. 1) consists of a housing 1 with longitudinal grooves 2 and serrated notches 3. A packer is mounted telescopically to the housing from the outside, including a lower stop 4 connected to the housing by shear elements 5, an elastic sleeve 6, a wedge tip 7 connected with the upper stop 8, made in the form of a cylinder with conical and cylindrical belts on the outer surface, which, in turn, is connected to the sub 9 by means of shear elements 10. Between the tip 7 and the lower end of the upper stop 8 there is a stop e ring 11. Inside the housing 1, a movable seat 12 is mounted, connected by shear elements 13 with an upper stop 8 in the area of the longitudinal grooves 2. In the seat 12 there is a check valve 14 with longitudinal grooves 15 and screws 16 that limit the axial movement of the valve. At the end of the housing 1, a shoe 17 with a conical inner surface is screwed.

Герметизирующий узел посредством патрубка 18 и переводника 9 соединен с корпусом 19 заливочного узла, который, в свою очередь, соединен с наконечником 20. Внутри корпуса 19 установлены сбивные клапаны 21, установочная втулка 22 с кольцевым наружным пазом 23 под стопорное кольцо 24 на корпусе 19. Внутри установочной втулки 22 расположена опорная втулка 25, которая срезными элементами 26 и 27 соединена соответственно с установочной втулкой 22 и наконечником 20. Сопрягаемые поверхности узлов и деталей снабжены уплотнениями 28. The sealing unit through the pipe 18 and the sub 9 is connected to the housing 19 of the casting unit, which, in turn, is connected to the tip 20. Inside the housing 19 are installed shut-off valves 21, the installation sleeve 22 with an annular external groove 23 for the snap ring 24 on the housing 19. Inside the installation sleeve 22 is a support sleeve 25, which is connected by shear elements 26 and 27 to the installation sleeve 22 and the tip 20. The mating surfaces of the assemblies and parts are provided with seals 28.

Работает устройство следующим образом. The device operates as follows.

Герметизирующий и заливочный узлы, соединенные вместе, на дополнительной обсадной колонне 29 спускают в скважину и устанавливают на неизношенном участке эксплуатационной колонны с неразрушенным заколонным цементным кольцом, подтвержденным геофизическими исследованиями. The sealing and filling units connected together on an additional casing string 29 are lowered into the well and installed on an unworn section of the production string with an unbroken annular cement ring, confirmed by geophysical surveys.

Вовнутрь колонны 29 спускают колонну НКТ 30, снабженную на конце ниппелем 31, соединенным с НКТ муфтой 32, наружный диаметр которой несколько больше внутреннего диаметра опорной втулки 25, и герметизируют устье скважины с помощью устройства, изображенного на фиг. 3, где 29 - дополнительная обсадная колонна, 30 - колонна НКТ, 33 - опорный переводник, 34, 35 - шайбы, 36 - манжета, 37 - опорный фланец, 38 - эксплуатационная колонна, 39 - задвижка для проведения операций по промывке скважины в процессе монтажа и цементирования дополнительной обсадной колонны. The tubing string 30, provided at the end with a nipple 31, connected to the tubing sleeve 32, the outer diameter of which is slightly larger than the inner diameter of the support sleeve 25, is lowered inside the string 29 and the wellhead is sealed with the device shown in FIG. 3, where 29 is an additional casing string, 30 is a tubing string, 33 is a support sub, 34, 35 ishers, 36 is a sleeve, 37 is a support flange, 38 is a production string, 39 is a valve for performing well flushing operations mounting and cementing an additional casing string.

Внутри НКТ 30 создают избыточное давление, под действием которого подвижное седло 12 и соответственно верхний упор 8 пакера начинают перемещаться вниз, при этом разрушаются срезные элементы 10. Верхний упор пакера своей клиновой частью раздвигает манжету 6 и плотно прижимает ее к стенке эксплуатационной колонны 38. Процесс запакеровки продолжается до тех пор, пока давление в дополнительной обсадной колонне не достигнет расчетной величины и стопорное кольцо 11 не зацепится за зубчатые насечки 3 на корпусе. Процесс запакеровки окончен. Inside the tubing 30, excess pressure is created under the influence of which the movable seat 12 and, respectively, the upper stop 8 of the packer begin to move downward, and the shear elements 10 are destroyed. The upper stop of the packer spreads the sleeve 6 with its wedge part and presses it tightly against the wall of the production casing 38. packing continues until the pressure in the additional casing string reaches the calculated value and the retaining ring 11 is not caught in the gear notches 3 on the housing. The packing process is over.

Циркуляцией проверяют герметичность посадки устройства. By checking the tightness of the landing device.

При необходимости (в случае негерметичной посадки) устройство вместе с дополнительной обсадной колонной извлекают из скважины. Для этого делают натяжку дополнительной обсадной колонны, при этом срезные элементы 5 разрушаются, манжета 6 отходит от стенки эксплуатационной колонны. If necessary (in case of leaky fit), the device together with an additional casing string is removed from the well. To do this, stretch the additional casing string, while shear elements 5 are destroyed, the cuff 6 moves away from the wall of the production string.

После проверки герметичности посадки устройства начинают цементирование. Для этого продолжают спуск колонны НКТ 30 в дополнительную обсадную колонну 29. В определенный момент ниппель 31 садится на сбивные клапаны 21 и разрушает их, после чего происходит сообщение внутреннего и затрубного пространств дополнительной обсадной колонны. After checking the tightness of the fit, the devices begin cementing. For this, the tubing string 30 is continued to be lowered into the additional casing 29. At a certain point, the nipple 31 sits on the shut-off valves 21 and destroys them, after which the inner and annular spaces of the additional casing string are communicated.

Далее по колонне НКТ 30 через ниппель 31 и отверстия в сбивных клапанах 21 в межколонное пространство закачивают расчетный объем цементного раствора. Затем колонну НКТ спускают еще ниже, муфта 32 садится на опорную втулку 25, срезные элементы 27 разрушаются и НКТ вместе с установочной втулкой 22 опускаются вниз, перекрывая отверстия в сбивных клапанах, до посадки на торец патрубка 18, при этом кольцевая проточка 23 входит в стопорное кольцо 24. НКТ продолжают двигаться вниз, срезные элементы 26 разрушаются, после чего движение НКТ прекращают и вымывают остатки цементного раствора на поверхность. Далее колонну НКТ с ниппелем 31 полностью разгружают на седло 12 и при необходимости дополнительно создают избыточное давление до тех пор, пока не разрушатся срезные элементы 13 и седло 12 вместе с клапаном 14 упадут на забой скважины, о чем свидетельствует резкое падение давления на манометре насосного агрегата и появление веса колонны НКТ на гидравлическом индикаторе веса. Then, along the tubing string 30 through the nipple 31 and the holes in the whipping valves 21, the calculated volume of cement is pumped into the annular space. Then the tubing string is lowered even lower, the coupling 32 sits on the support sleeve 25, the shear elements 27 are destroyed and the tubing together with the installation sleeve 22 are lowered, blocking the holes in the knockdown valves, until the pipe 18 is fitted to the end, while the annular groove 23 enters the stopper ring 24. The tubing continues to move downward, the shear elements 26 are destroyed, after which the tubing stops and the residual cement slurry is washed to the surface. Next, the tubing string with the nipple 31 is completely unloaded on the seat 12 and, if necessary, additional pressure is created until the shear elements 13 are destroyed and the seat 12 together with the valve 14 fall to the bottom of the well, as evidenced by a sharp pressure drop on the pressure gauge of the pump unit and the appearance of the weight of the tubing string on the hydraulic weight indicator.

Опорная втулка 25, седло 12 и клапан 14 изготовлены из чугуна и, в случае необходимости, могут быть разбурены. The support sleeve 25, the seat 12 and the valve 14 are made of cast iron and, if necessary, can be drilled.

После ОЗЦ в скважину спускают необходимое оборудование и продолжают ее дальнейшую эксплуатацию. After the BSC, the necessary equipment is lowered into the well and its further operation is continued.

Предлагаемое устройство проще по конструкции, чем известное, и, следовательно, проще в изготовлении и применении. Все используемые узлы и детали отличаются высокой надежностью в работе. Запакеровка и цементирование осуществляются при значительно меньших величинах давлений. Обеспечивается относительно большое проходное сечение в зоне устройства, что гарантирует успешность проведения процесса цементирования дополнительной обсадной колонны. The proposed device is simpler in design than the known one, and, therefore, easier to manufacture and use. All used units and parts are highly reliable. Packing and cementing are carried out at significantly lower pressures. A relatively large flow area in the device zone is ensured, which guarantees the success of the cementing process of the additional casing string.

Источники информации
1. Аналог. А.с. 1819986, МКИ Е 21 В 33/14, 1993.Sources of information
1. The analogue. A.S. 1819986, MKI E 21 V 33/14, 1993.

2. Прототип. Патент РФ 2161241, МКИ 7 Е 21 В 33/14, 2000. 2. The prototype. RF patent 2161241, MKI 7 E 21 B 33/14, 2000.

Claims

1. A device for cementing an additional casing string containing a sealing assembly including a housing with serrated notches, a packer mounted on the housing, and consisting of a cuff, an upper stop connected to the sub with shear elements, a lower stop and a check valve, a filling unit that includes a housing with an installation sleeve inside and a seal, characterized in that the housings of the sealing and pouring units are interconnected along the length through the sub and the pipe; the housing of the sealing unit is provided with longitudinal grooves and a movable sleeve mounted inside the housing and connected by shear elements to the upper stop of the packer through the longitudinal grooves, the lower stop of the packer being connected by shear elements to the body; the filling unit is equipped with knocking valves installed in the housing, and its installation sleeve is made with an annular external groove for the retaining ring on the body, is also equipped with a support sleeve located inside the installation sleeve and connected by shear elements to the installation sleeve and the housing tip; knock-off valves are installed with the possibility of interaction with a nipple installed on the lower end of the tubing, and the inner diameter of the support sleeve is selected slightly less than the outer diameter of the coupling connecting the nipple to the tubing.

2. The device according to claim 1, characterized in that the check valve of the sealing unit is installed in the movable sleeve.

3. The device according to claim 1, characterized in that the upper emphasis of the packer is made in the form of a wedge-shaped cylinder.