скважинный разъединитель

Формула изобретения

1. Скважинный разъединитель, включающий полые разъединяемые переводник с присоединительной резьбой вверху и цангой внизу и втулку с резьбой внизу, кольцевой выборкой под цангу снаружи и многогранными выступами снаружи вверху, которые соединены цангой, снабженной изнутри многогранным пазом под многогранные пазы втулки и зафиксированной снаружи подвижной втулкой, которая установлена на переводнике с возможностью герметичного продольного перемещения вверх под действием избыточного давления в цилиндрической полости, сообщенной отверстием с полостью переводника, отличающийся тем, что цилиндрическая полость образована нижним кольцевым расширением переводника и верхним кольцевым сужением подвижной втулки, охватывающим кольцевое расширение переводника с возможностью герметичного перемещения вверх, при этом ниже отверстий переводника в полости выполнено кольцевое сужение под бросовый шар, причем в подвижной втулке выполнен боковой канал, имеющий возможность сообщения с цилиндрической полостью при перемещении подвижной втулки вверх.

2. Скважинный разъединитель по п.1, отличающийся тем, что переводник сверху оснащен жестким центратором.

Описание изобретения к патенту

Изобретение относится к нефтяной и газовой промышленности и может быть использовано при проведении внутрискважинных работ в случаях, когда возникает необходимость разъединения одной части оборудования от другой.

Известны штифтовые или кулачковые скважинные разъединители, конструкция которых позволяет производить вращение колонны труб (А.И.Булатов, А.Г.Аветисов. Справочник инженера по бурению. Том 1, М.: Недра, 1985. с-335, рис.2.75). Для разъединения штифтовых разъединителей требуется натяжение колонны труб с определенным усилием, а для разъединения кулачковых - разгрузка и поворот колонны труб.

Недостатками данных конструкций скважинных разъединителей являются:

- в первом случае, необходимость точного расчета диаметра и количества штифтов в соответствии с возможностями подъемной установки;

- во втором - сложность изготовления кулачкового узла.

Наиболее близким по технической сущности является скважинный разъединитель (патент RU № 2278945, МПК8 E21B 17/06, опубл. в бюл. № 18 от 27.06.2006 г.), включающий верхнюю и нижнюю разъединяемые части, соединенные замком, отмыкаемым подвижной втулкой, которая имеет возможность перемещения под действием избыточного давления, отличающийся тем, что верхняя часть разъединителя выполнена в виде переводника, с которым связан замок, выполненный в виде цанги, зафиксированной подвижной втулкой, имеющей возможность перемещения под действием избыточного давления, создаваемого в затрубном пространстве, и соединенной с поршнем, помещенным в кольцевую цилиндрическую полость, гидравлически связанную с внутренней полостью колонны труб, причем цанга имеет многогранный паз и соединена с переводником, имеющим сверху присоединительную резьбу, нижняя часть разъединителя выполнена в виде штока, верхний конец которого имеет многогранную форму и помещен в многогранный паз цанги, а его нижний конец имеет присоединительную резьбу.

Недостатками данного устройства являются:

- во-первых, для срабатывания (разъединения) устройства в скважине необходимо создать перепад давления в межколонном и колонном пространствах, при этом величина перепада давления должна быть достаточной для перемещения поршня вверх. Для выполнения данного условия необходимо строгое соблюдение конструктивных размеров устройства, привязанных непосредственно к типоразмеру эксплуатационной колонны скважины, в которую спускается данный скважинный разъединитель. Более того, процесс срабатывания (отсоединения верхней от нижней частей) скважинного разъединителя не контролируется с устья скважины, т.е. процесс срабатывания скважинного разъединителя неинформативен;

- во-вторых, низкая надежность в работе, так как отверстие в переводнике может засориться шламом, грязью, парафином и прочим, особенно это касается скважин, имеющих большой срок службы, что в итоге приводит к отказу устройства в работе;

- в третьих, отсутствие центратора в конструкции скважинного разъединителя может привести к его заклиниванию в скважине при срабатывании, особенно в наклонных и горизонтальных скважинах.

Технической задачей изобретение является повышение надежности работы скважинного разъединителя в скважине независимо от перепада давления в колонном и межколонном пространствах с возможностью контроля срабатывания скважинного разъединителя с устья скважины, а также исключение заклинивания устройства при его срабатывании в скважине.

Поставленная задача решается скважинным разъединителем, включающим полые разъединяемые переводник с присоединительной резьбой вверху и цангой внизу, втулку с резьбой внизу, кольцевой выборкой под цангу снаружи и многогранными выступами снаружи вверху, которые соединены цангой, снабженной изнутри многогранным пазом под многогранные пазы втулки и зафиксированной снаружи подвижной втулкой, которая установлена на переводнике с возможностью герметичного продольного перемещения вверх под действием избыточного давления в цилиндрической полости, сообщенной отверстием с полостью переводника.

Новым является то, что цилиндрическая полость образована нижним кольцевым расширением переводника и верхним кольцевым сужением подвижной втулки, охватывающим кольцевое расширение переводника с возможностью герметичного перемещения вверх, при этом ниже отверстий переводника в полости выполнено кольцевое сужение под бросовый шар, причем в подвижной втулке выполнен боковой канал, имеющий возможность сообщения с цилиндрической полостью при перемещении подвижной втулки вверх.

Также новым является то, что переводник сверху оснащен жестким центратором.

На фиг.1 в продольном разрезе изображен предлагаемый скважинный разъединитель.

На фиг.2 изображено сечение А-А скважинного разъединителя.

Скважинный разъединитель (фиг.1) включает полые разъединяемые переводник 1 с присоединительной резьбой 2 вверху и цангой 3 внизу и втулку 4 с резьбой 5 внизу и кольцевой выборкой 6 под цангу 3 снаружи.

Втулка 4 (см. фиг.2) имеет многогранные выступы 7 (например, в виде шлипсового соединения) снаружи вверху, которые соединены цангой 3, снабженной изнутри многогранным пазом 8 под многогранные пазы 7 втулки 4 и зафиксированной снаружи подвижной втулкой 9.

Подвижная втулка 9 установлена на переводнике 1 с возможностью герметичного продольного перемещения вверх под действием избыточного давления в цилиндрической полости 10, сообщенной отверстием 11 с полостью 12 переводника 1.

Цилиндрическая полость 10 образована нижним кольцевым расширением 13 переводника 1 и верхним кольцевым сужением 14 подвижной втулки 9, охватывающим кольцевое расширение 13 переводника 1 с возможностью герметичного перемещения вверх посредством уплотнительных колец 15 и 16.

Ниже отверстий 11 переводника 1 в полости 12 выполнено кольцевое сужение 17 под бросовый шар 18.

В подвижной втулке 9 выполнен боковой канал 19, имеющий возможность сообщения с цилиндрической полостью 10 при перемещении подвижной втулки 9 вверх.

Переводник сверху оснащен жестким центратором 20 с переточными каналами 21.

Скважинный разъединитель работает следующим образом.

Скважинный разъединитель включают в компоновку внутрискважинного оборудования, когда в процессе выполнения технологических операций в скважине необходимо произвести разъединение одной части оборудования от другой, при этом конструкция скважинного разъединителя обеспечивает осевые и вращательные нагрузки. Например, для спуска пакера, посадка которого производится осевым и/или поворотным перемещением.

В этом случае между колонной труб 22 и пакером (на фиг.1 и 2 не показано) в компоновку скважинного оборудования включают предлагаемый скважинный разъединитель, который посредством резьбы 2 переводника 1 присоединяется к колонне труб 22, а посредством резьбы 5 втулки 4 соединяется с пакером.

Собранная компоновка спускается в скважину в заданный интервал посадки пакера. В процессе спуска компоновки можно произвести промывку по колонне труб 22 через полость 12 и кольцевое сужение 17 переводника 1, при этом жесткий центратор 20, выполненный в верхней части переводника 1, обеспечивает центрирование оборудования как в процессе спуска, так и в процессе последующего разъединения независимо от угла наклона скважины, а переточные каналы 21 центратора обеспечивают беспрепятственный переток жидкости через центратор в процессе работы.

Далее с устья скважины посредством колонны труб 22 (на фиг.1 и 2 не показано) производят осевое перемещение вверх и поворот, например, налево на 90°.

Благодаря многогранным выступам 7, выполненным снаружи вверху втулки 4, которые соединены с цангой 3, снабженной изнутри многогранным пазом 8, зафиксированной снаружи подвижной втулкой 9, происходит передача вращения от колонны труб 22 через переводник 1 на втулку 4 и далее на пакер, при этом происходит посадка пакера в заданном интервале скважины.

Затем сбрасывают с устья скважины в колонну труб шар 18, который садится сверху на кольцевое сужение 17 переводника 1.

По колонне труб 22 производят заполнение цилиндрической полости 10 скважинного разъединителя через отверстие 11 переводника 1, а также полости 12 переводника 1 (на фиг.1 и 2 не показано) и непосредственно самой колонны труб 22 технологической жидкостью, например пресной водой, после чего создают в колонне труб 22 и скважинном разъединителе гидравлическое давление.

Гидравлическое давление, достигнув расчетной величины, достаточной для освобождения цанги от фиксации, например, 9,0 МПа, вызывает перемещение подвижной втулки 9 вверх.

Перемещение подвижной втулки 9 вверх происходит до тех пор, пока боковой канал 19, выполненный в подвижной втулке 9, не сообщится с одной стороны с цилиндрической полостью 10, а с другой стороны - с межколонным пространством скважины (на фиг.1 и 2 не показано).

В результате гидравлическое давление в колонне труб 22 и соответственно в скважинном разъединителе падает, о чем свидетельствует падение давления до нуля на манометре, установленного на устье скважины насосного агрегата (на фиг.1 и 2 не показано), посредством которого поднимали давление в скважинном разъединителе.

Появляется циркуляция технологической жидкости, что свидетельствует о гарантированном разъединении устройства. Цанга 3 освобождается от фиксации снаружи подвижной втулкой 9 и выходит из плотного взаимодействия с кольцевой выборкой 6 втулки 4 и при последующем подъеме колонны труб вверх цанга 3 соскальзывает с кольцевой выборки 6 втулки 4 и поднимается вверх.

Далее все детали скважинного разъединителя, соединенные с колонной труб 22, за исключением втулки 4, которая навернута на верхний конец пакера и остается в скважине, извлекаются на поверхность.

Благодаря боковому каналу 19, выполненному в подвижной втулке 9, в процессе подъема (извлечения) колонны труб 22 из скважины технологическая жидкость из колонны труб 22 не переливается на устье, а перетекает в межколонное пространство скважины.

Предлагаемый скважинный разъединитель достаточно надежен в работе, так как разъединение устройства происходит за счет создания гидравлического давления в цилиндрической полости по колонне труб, что не зависит от перепада давлений в колонном и межколонном пространствах, кроме того, процесс разъединения устройства весьма информативен, так как контролируется с устья скважины по манометру насосного агрегата, так как сброс давления означает гарантированное разъединение верхней части от нижней части скважинного разъединителя. Исключение возможного заклинивания устройства при его срабатывании в скважине достигается благодаря наличию жесткого центратора, который центрирует компоновку в скважине вне зависимости от угла ее наклона.