RU2397309C1 - Узел герметизации хвостовика в горизонтальной скважине - Google Patents
Узел герметизации хвостовика в горизонтальной скважине Download PDFInfo
- Publication number
- RU2397309C1 RU2397309C1 RU2009135783/03A RU2009135783A RU2397309C1 RU 2397309 C1 RU2397309 C1 RU 2397309C1 RU 2009135783/03 A RU2009135783/03 A RU 2009135783/03A RU 2009135783 A RU2009135783 A RU 2009135783A RU 2397309 C1 RU2397309 C1 RU 2397309C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- sections
- washers
- collars
- shank
- sealing
- Prior art date
Links
Images
Landscapes
- Earth Drilling (AREA)
Abstract
Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, а именно к устройствам для заканчивания скважин, и может применяться при установке хвостовиков - фильтров в наклонных и горизонтальных стволах скважин. Включает полый корпус, герметизирующий узел в виде секций манжет и центратор, расположенный выше секций манжет. При этом центратор, расположенный вверху хвостовика, снабжен изнутри левой резьбой под установочное оборудование и размещенной выше конусной направляющей, а снаружи - продольными проточками. Секции манжет, установленные с натягом на корпус, выполнены в виде наборных уплотнительных шайб, между которыми установлены пружинные шайбы, причем диаметр шайб в секциях превосходит диаметр колонны, в которой размещены секции манжет.Секции манжет установлены между жесткими кольцевыми вставками, в которых выполнены отверстия под стягивающие стержни. Благодаря минимальной металлоемкости и простоте конструкции сокращаются затраты на изготовление хвостовика и его установку в скважине, а узел герметизации хвостовика за счет осевой подвижности и чередования уплотнительных термостойких и стальных пружинных шайб способен компенсировать тепловые расширения хвостовика и надежно обеспечивает его уплотнение и центрацию в скважине. 2 ил.
Description
Изобретение относится к области нефтегазодобывающей промышленности, а именно к устройствам для заканчивания скважин при их строительстве, и может применяться, в частности, при установке хвостовиков - фильтров (далее хвостовиков) в наклонных и горизонтальных стволах скважин, преимущественно для добычи высоковязких битумных нефтей с использованием теплоносителя.
Известно «Устройство для подвески и герметизации потайных обсадных колонн» (патент RU №2093667, 6 E21B 43/10, опубл. Бюл. №29 от 20.10.1997 г.), включающее корпус с радиальным каналом и расположенным в нем обратным клапаном, уплотнительный элемент, переводник с радиальным и осевым каналами и обратным клапаном, установленным в осевом канале, причем на наружной поверхности переводника установлен патрубок, связанный с корпусом левой резьбой, на внутренней поверхности переводника на срезных штифтах установлена втулка-седло, причем переводник с патрубком связаны с помощью кулачков, размещенных в радиальных каналах переводника, а патрубок и втулка-седло имеют соответственно локальные и кольцевую канавки для размещения кулачков в рабочем и транспортном положениях устройства.
Недостатками этого устройства являются:
- сложность конструкции и, как следствие, сложность и дороговизна изготовления, сборки и применения, причем приведение в действие гидравлическим давлением уплотнительного элемента требует наличия агрегата, что также усложняет и увеличивает стоимость работ с устройством;
- высокая вероятность возникновения аварийной ситуации при отсоединении колонны труб с переводником от корпуса устройства, так как усилия сбрасываемого сверху штока может быть недостаточны для срезания установочных штифтов, особенно в наклонных и горизонтальных скважинах.
Наиболее близким по технической сущности и достигаемому результату является «Экранирующее устройство для скважины» (патент RU №2163657, 7 E21B 33/14, опубл. Бюл. №6 от 27.02.2001 г.), включающее полый корпус и герметизирующий узел с цилиндрической частью и сопряженной с ней уплотняющей частью, причем снаружи корпуса помещен патрубок, образующий с корпусом кольцевую полость, а герметизирующий узел помещен на наружной поверхности патрубка, который под герметизирующим узлом выполнен с входными циркуляционными отверстиями, сообщающими пространство скважины под герметизирующим узлом с кольцевой полостью, и выходными циркуляционными отверстиями, сообщающими кольцевую полость с пространством скважины над герметизирующим узлом, при этом последний выполнен таким образом, что его цилиндрическая часть перекрывает выходные циркуляционные отверстия патрубка с возможностью их открытия потоком жидкости в направлении из кольцевой полости и образования обратного клапана, а выходные циркуляционные отверстия в патрубке выполнены на расстоянии от места сопряжения цилиндрической части герметизирующего узла с его уплотняющей частью в пределах 0,5-1,2 наружного радиуса цилиндрической части. Кроме того, герметизирующий узел устройства выполнен в виде набора секций самоуплотняющихся манжет с возможностью взаимодействия их уплотняющих частей между собой в рабочем положении устройства. Также устройство снабжено одним или двумя центраторами, размещенными на корпусе выше и/или ниже герметизирующего узла. Недостатками данного устройства являются:
- повышенный износ самоуплотняющихся манжет при транспортировке устройства к месту герметизации в скважине, особенно в наклонных и горизонтальных ее участках, так как рабочие кромки манжет истираются о стенки скважины;
- низкая надежность при работе в битумных скважинах с использованием теплоносителя, так как материал манжет не рассчитан на высокие температуры (обычно 250-300°C).
Технической задачей предлагаемого изобретения является создание надежной, простой и дешевой конструкции узла герметизации хвостовика для горизонтальной скважины, позволяющей работать при высоких температурах и компенсировать при этом температурные расширения хвостовика и одновременно обеспечивать его самоцентрирование в скважине.
Техническая задача решается узлом герметизации хвостовика в горизонтальной скважине, включающем полый корпус, герметизирующий узел в виде секций манжет и центратор, расположенный выше секций манжет.
Новым является то, что центратор, расположенный вверху хвостовика, снабжен изнутри левой резьбой под установочное оборудование и размещенной выше конусной направляющей, а снаружи - продольными проточками, секции манжет, установленные с натягом на корпус, выполнены в виде наборных уплотнительных шайб, между которыми установлены пружинные шайбы, причем диаметр шайб в секциях превосходит диаметр колонны, в которой размещены секции манжет, при этом секции манжет установлены между жесткими кольцевыми вставками, в которых выполнены равномерно по окружности одинаковые отверстия под стягивающие стержни.
На фиг.1 показано место установки узла герметизации хвостовика в горизонтальной скважине, на фиг.2 - общий вид узла герметизации хвостовика в горизонтальной скважине (частично в разрезе) по выноске А на фиг.1.
Узел герметизации хвостовика в горизонтальной скважине (фиг.1) содержит полый корпус 1 (фиг.2), герметизирующий узел в виде секций манжет 2 и центратор 3, расположенный выше секций манжет 2.
При этом центратор 3, который расположен вверху хвостовика 4 (фиг.1), снабжен изнутри левой резьбой 5 (фиг.2) под установочное оборудование (не показано) и размещенной выше конусной направляющей 6, а снаружи - продольными проточками 7 для обеспечения прохода скважинной жидкости при спуске узла в скважину 8 (фиг.1). Секции манжет 2 (фиг.2) установлены с натягом на корпус 1 и выполнены в виде наборных уплотнительных шайб 9, изготовленных из термостойкого гибкого материала, например, паронита. Между уплотнительными шайбами 9 установлены, с целью обеспечения их защиты от истирания при спуске в скважину 8 (фиг.1), а также для самоцентрирования хвостовика 4 в эксплуатационной колонне 10 скважины 8, стальные пружинные шайбы 11 (фиг.2). Диаметр пружинных шайб 11 в секциях манжет 2 равен диаметру уплотнительных шайб 9 и для обеспечения уплотнительного эффекта превосходит диаметр колонны 10, в которой размещены секции манжет 2. При этом секции манжет 2 установлены между жесткими кольцевыми вставками 12, в которых выполнены равномерно по окружности одинаковые отверстия 13 под стягивающие стержни 14.
Узел герметизации хвостовика в горизонтальной скважине работает следующим образом.
Перед спуском в скважину 8 (фиг.1) на корпус 1 (фиг.2) узла герметизации надевают поочередно жесткие кольцевые вставки 12 и секции манжет 2 из пружинных 11 и уплотнительных 9 шайб, причем для получения герметичности по диаметру корпуса 1 посадка пружинных 11 и уплотнительных 9 шайб на корпус 1 производится с натягом. Собранные секции манжет 2 и кольцевые вставки 12 через отверстия 13 при помощи резьбы или сварки фиксируются между собой стягивающими стержнями 14. Затем нижнюю часть узла жестко, например с помощью резьбы, соединяют с верхней частью хвостовика 4 (фиг.1), а верхнюю часть узла благодаря установочному оборудованию известной конструкции, например переводнику с левой резьбой или цепному зажиму с механическим приводом, через центратор 3 (фиг.2) соединяют с нижней трубой колонны бурильных труб (БТ) (не показано) и вместе с хвостовиком 4 (фиг.1) спускают в скважину 8.
При этом конусная направляющая 6 (фиг.2) центратора 3 и пружинные шайбы 11 секции манжет 2 направляют и центрируют колонну БТ с хвостовиком 4 (фиг.1), обеспечивая их безаварийный спуск. А благодаря упругой подвижности пружинных шайб 11 и уплотнительных шайб 9, а также наружным продольным проточкам 7 центратора 3, позволяющим перепускать скважинную жидкость при спуске, исключается эффект поршневания в эксплуатационной колонне 10 (фиг.1) скважины 8.
После спуска хвостовика 4 до проектной глубины производят отсоединение установочного оборудования и поднимают колонну БТ на поверхность. Затем, в зависимости от проводимого регламента в интервал установки хвостовика 4 спускают колонну насосно-компрессорных труб (НКТ) 15 для закачки в скважину 8 теплоносителя или отбора продукции через скважинный насос.
При этом благодаря подвижности секций манжет 2 (фиг.2) узла герметизации относительно корпуса 1 компенсируются тепловые расширения хвостовика 4 (фиг.1) в скважине 8, а кольцевые полости 16 (фиг.2) по периметру кольцевых вставок 12 выполняют роль лабиринтных уплотнений, постепенно заполняясь песком и дополнительно герметизируя соединение хвостовика 4 (фиг.1) с эксплуатационной колонной 10.
Преимущество предлагаемого узла герметизации хвостовика в горизонтальной скважине заключается в том, что его конструкция благодаря минимальной металлоемкости и простоте позволяет избежать больших затрат на изготовление хвостовика и его установку в скважине, а узел герметизации хвостовика благодаря своей осевой подвижности и чередованию уплотнительных термостойких и стальных пружинных шайб способен компенсировать тепловые расширения хвостовика и надежно обеспечивает его уплотнение и центрацию в скважине.
Claims (1)
- Узел герметизации хвостовика в горизонтальной скважине, включающий полый корпус, герметизирующий узел в виде секций манжет, центратор, расположенный выше секций манжет, отличающийся тем, что центратор, расположенный вверху хвостовика, снабжен изнутри резьбой под установочное оборудование и размещенной выше конусной направляющей, а снаружи - продольными проточками, секции манжет, установленные с натягом на корпус, выполнены в виде наборных уплотнительных шайб, между которыми установлены пружинные шайбы, причем диаметр шайб в секциях превосходит диаметр колонны, в которой размещены секции манжет, при этом секции манжет установлены между жесткими кольцевыми вставками, в которых выполнены равномерно по окружности одинаковые отверстия под стягивающие стержни.
Priority Applications (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
RU2009135783/03A RU2397309C1 (ru) | 2009-09-25 | 2009-09-25 | Узел герметизации хвостовика в горизонтальной скважине |
Applications Claiming Priority (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
RU2009135783/03A RU2397309C1 (ru) | 2009-09-25 | 2009-09-25 | Узел герметизации хвостовика в горизонтальной скважине |
Publications (1)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
RU2397309C1 true RU2397309C1 (ru) | 2010-08-20 |
Family
ID=46305514
Family Applications (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
RU2009135783/03A RU2397309C1 (ru) | 2009-09-25 | 2009-09-25 | Узел герметизации хвостовика в горизонтальной скважине |
Country Status (1)
Country | Link |
---|---|
RU (1) | RU2397309C1 (ru) |
Cited By (2)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
CN104747080A (zh) * | 2015-01-26 | 2015-07-01 | 中国科学院武汉岩土力学研究所 | 一种提高煤层气地面钻井稳定性的方法 |
RU2707209C1 (ru) * | 2016-09-19 | 2019-11-25 | Халлибертон Энерджи Сервисез, Инк. | Расширяющееся устройство заканчивания скважины для повторного входа в скважину |
-
2009
- 2009-09-25 RU RU2009135783/03A patent/RU2397309C1/ru active
Cited By (2)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
CN104747080A (zh) * | 2015-01-26 | 2015-07-01 | 中国科学院武汉岩土力学研究所 | 一种提高煤层气地面钻井稳定性的方法 |
RU2707209C1 (ru) * | 2016-09-19 | 2019-11-25 | Халлибертон Энерджи Сервисез, Инк. | Расширяющееся устройство заканчивания скважины для повторного входа в скважину |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
US7445046B2 (en) | Nested velocity string tubing hanger | |
EP2558676B1 (en) | Blowout preventer assembly | |
US9797214B2 (en) | Casing hanger shoulder ring for lock ring support | |
US8813837B2 (en) | Wellhead system having resilient device to actuate a load member and enable an over-pull test of the load member | |
EP2703599B1 (en) | Fluid seal with swellable material packing | |
US7407011B2 (en) | Tubing annulus plug valve | |
US20150259997A1 (en) | Torque Anchor to Prevent Rotation of Well Production Tubing, System for Pumping and Rotation Prevention, and Pumping Installation Equipped with Such a Torque Anchor | |
US11274503B2 (en) | Capillary tubing for downhole fluid loss repair | |
US20130092397A1 (en) | Scalloped landing ring | |
US7699111B2 (en) | Float collar and method | |
RU2298639C1 (ru) | Устройство для отключения пластов друг от друга в скважине | |
RU2397309C1 (ru) | Узел герметизации хвостовика в горизонтальной скважине | |
RU153332U1 (ru) | Уплотнительный узел пакера | |
WO2017087067A1 (en) | Wellhead seal assembly with lockdown and slotted arrangement | |
US9200498B2 (en) | Flow control hanger and polished bore receptacle | |
RU2283941C1 (ru) | Устройство для изоляции зоны осложнения в скважине | |
RU2708740C1 (ru) | Устройство для изоляции зоны осложнения с предварительной промывкой | |
RU2568459C1 (ru) | Устройство для промывки скважины от парафиноотложений | |
RU2730146C1 (ru) | Чашечный пакер осевого действия | |
US11585182B1 (en) | Casing head support unit (CHSU) design for life cycle well integrity assurance | |
RU2794020C1 (ru) | Пакер манжетного цементирования | |
RU2810382C1 (ru) | Устройство для одновременного бурения и крепления зон осыпаний и обвалов при бурении скважины | |
RU213190U1 (ru) | Пакер опрессовочный устьевой | |
RU2355866C1 (ru) | Устройство для цементирования хвостовика в скважине | |
RU2648383C1 (ru) | Перепускной клапан |