CC BY
47
© С.Б. Бекетов, Ю.В. Шульев, А.Ю. Косяк, 2010
УДК 622.245+622.279.7
С.Б. Бекетов, Ю.В. Шульев, А.Ю. Косяк
УСТРОЙСТВО ДЛЯ ВЫРЕЗАНИЯ УЧАСТКОВ ЭКСПЛУАТАЦИОННОЙ КОЛОННЫ СКВАЖИН
Приведено описание конструкции и принципа действия скважинного трубореза, применяемого для вырезания участков эксплуатационной колонны при ремонте нефтяных и газовых скважин.
Ключевые слова: нефть, газ, ремонт скважин, труборез.
¥Эырезающее устройство предна-
-Л# значено для применения при внедрении технологии изоляции подошвенной воды в газовых и нефтяных скважинах, а также ликвидации зако-лонных флюидоперетоков [1, 2, 3]. Применение описываемой конструкции возможно и при выполнении других скважино-операций, где предусматривается вырезания части эксплуатационной колонны в заданном интервале глубин (ликвидация скважин, установка гравийных намывных фильтров, за-резка вторых стволов и т.д.). Труборез-фрезер предназначен преимущественно для использования в скважинах с диаметром обсадной колонны 140-168 мм. Спуск в скважину и выполнение непосредственно операции по вырезанию колонны производится на компоновке, состоящей из бурильных труб, или бурильных труб в комбинации с НКТ диаметром 76 - 89 мм.
Отличительной особенностью описываемой конструкции трубореза-фрезера является то, что для контроля окончания процесса врезания-отрезки трубы реализован принцип падения давления рабочей жидкости на устье скважины, за счет увеличения расхода по осевому каналу полого штока-толкателя. Не обнаружено также конструкции цен-
тратора, в котором поджим-перемещение к стенке отрезаемой трубы осуществляется за счет восприятия избыточного давления рабочей жидкости поршнем. Выполнение центратора в виде шара позволяет обкатываться последнему по внутренней поверхности фрезеруемой трубы.
Конструкция скважинного трубореза-фрезера в различных положениях приведена на рис. 1, 2, 3, 4.
Труборез-фрезер состоит из разъемного корпуса 1, в осевом канале которого установлен кольцевой поршень 2, связанный жестко с полым штоком 3. Кольцевой поршень 2 снабжен уплотнителем 4 и опирается на пружину 5. В месте разъема разъемного корпуса 1 установлена перфорированная перегородка 6 с рядом отверстий 7 и ниппелем 8, входящим в исходном положении в осевой канал 9 полого штока 3. Отверстие 7 в перфорированной перегородке 6 постоянно гидравлически связывают осевой канал бурильной колонны труб, подсоединяемой в резьбе 10 в верхней части разъемного корпуса 1 , с осевым каналом разъемного корпуса 1 над кольцевым поршнем 2.
В осевом канале ниппеля 8 установлен штуцер 11 с дросселирующим отверстием 12.
Рис. 1. Конструкция трубореза-фрезера в исходном транспортном положении
На нижнем конце полого штока 3, в его осевом канале 9 последовательно установлены штуцер 13 и толкатель 14. В теле разъемного корпуса 1 выполнены продольные сквозные пазы 15 и посадочные поверхности 16, выполненные в форме «Ласточкиного хвоста», на кото-
Рис. 2. Конструкция трубореза-фрезера в момент окончания процесса вырезания трубы
рые установлены фиксаторы 17, закрепленные к телу разъемного корпуса 1 винтами 18.
В теле фиксаторов 17 выполнены продольные пазы 19, в которые введены ответные верхние выступы 20 оправок 21, армированных резцами 22.
Рис. 3. Взаимное положение деталей и узлов трубореза-фрезера в момент перехода на режим фрезерования трубы эксплуатационной колонны
Внутренняя поверхность оправок 21, обращенная к поверхности полого штока 3 в месте соединения толкателем 14, выполнена конической, с углом наклона равным углу наклона фаски 23 на нижнем конце полого штока 3. Оправки 21 установлены на пальцах 24 в отверстиях фиксаторов 17 (рис. 4). На нижний конец разъемного корпуса 1 установлен корпус центратора 25, поджимающий опорную втулку 26 с фиксирующим кольцом 27.
В месте установки опорной втулки 26 на разъемный корпус 1, в последнем выполнены шпоночные пазы и установлены шпонки 28, входящие в ответные пазы в теле опорной втулки 26.
Оправки 21 имеют на нижнем конце выступы 29 для взаимодействия с фиксирующим кольцом 27 в крайнем раскрытом положении.
Толкатель 14 своим нижним концом образует подвижное соединение с телом корпуса центратора 25 и снабжен перепускными отверстиями 30 для подачи промывочной жидкости к резцам 22.
Корпус центратора 25 снабжен наконечником 31 , в осевом канале которого установлена насадка 32.
Корпус центратора 25 имеет радиальные расточки, выполненные на одном уровне по его периметру, в которых установлены шаровые центраторы, состоящие из резьбовых втулок 33, в осевом канале которых установлены стаканы-поршни 34, пружины 35 и опорные шайбы 36 с шарами 37, выходящими через отверстия в теле резьбовой втулки 33 в сторону стенки отрезаемой трубы.
Для поджима и фиксации оправок 21 с резцами 22 к телу толкателя 14, на внешней стороне разъемного корпуса 1 установлены пластинчатые пружины 38.
/
3
17
20
24
38
Рис. 4. Поперечный разрез конструкции по месту установки резцов на пальцах в фиксаторах
Полый шток 3 в месте контакта с конической поверхностью 23 оправок 21 имеет опорные выступы 39, входящие в соответствующие продольные сквозные пазы 15 разъемного корпуса 1. Диаметр выступов 39 подобран из условия свободного прохода полого штока 3 через осевой канал разъемного корпуса 1 при монтаже.
Выступы 39 играют роль центраторов, чтобы исключить проворачивание полого штока 3 в осевом канале разъемного корпуса 1.
Работа трубореза-фрезера. Присоединительной резьбой 10 в разъемном корпусе 1 устройство подсоединяется к нижнему концу бурильной колонны и вводится в скважину на расчетную глубину. Колонне труб с поверхности сообщают вращательное движение и одновременно ведут подачу под давлением промывочной жидкости, которая через дросселирующее отверстие 12 подается в осевой канал 9 полого штока 3 и далее по осевому каналу 9 к штуцеру 13 и в осевой канал толкателя 14. Часть рабочей жидкости через перепускные отверстия 30 подается к резцам 22 для их охлаждения. Остальная часть промывоч-
ной жидкости поступает в скважину через насадку 32. При наличии ниппеля 8 в осевом канале 9 полого штока 3, в начале ведения процесса отрезки трубы, избыточное давление промывочной жидкости через отверстия 7 в перфорированной перегородке 6 постоянно воздействует на площадь сечения кольцевого поршня 2, что приводит к его перемещению в осевом канале разъемного корпуса 1, с сжатием пружины 5 и воздействием конической фаской 23 на выступ 39 полого штока 3 на коническую поверхность оправок 21. При этом оправки 21 проворачиваются на пальцах 24 в фиксаторах 17 и вводятся во взаимодействие со стенкой отрезаемой трубы.
По мере отрезки трубы оправки 21 с резцами 22 перемещаются в радиальном направлении. При этом ниппель 8 постепенно выходит из осевого канала 9 полого штока 3 и при прорезании трубы открывается гидравлическая связь осевого канала бурильной колонны труб через отверстия 7 в перфорированной перегородке 6, с осевым каналом 9 полого штока 3. Это приводит к увеличению расхода промывочной жидкости и росту давления в импульсе на устье скважины, что служит сигналом об окончании процесса отрезки трубы и подготовке к переходу на процесс фрезерования трубы с осевым перемещением всего устройства относительно фрезеруемой трубы. Поскольку расход промывочной жидкости возрос, то в осевом канале 9 полого штока 3 и осевом канале толкателя 14 поддерживается избыточное давление, которое сообщается на стаканы-поршни 34 в резьбовых втулках 33, с передачей нагрузки через пружины 35 на шары 37, с их поджимом к стенке отрезаемой трубы, что позволяет осуществить центровку устройства в осевом канале отрезаемой трубы и равномерно
нагружать резцы 22 на оправках 21 осевой и радиальной нагрузкой.
В раскрытом состоянии оправки 21 опираются своими выступами 29 в фиксирующее кольцо 27, играющее роль ограничителя хода. Пластинчатые пружины 38 упруго деформируются и постоянно поджимают оправки 21 к телу полого штока 3.
По окончании процесса фрезерования трубы, контроль за которым ведется на устье скважины, прекращают осевое нагружение устройства и одновременно прекращают подачу промывочной жидкости, и передачу крутящего момента.
Усилием предварительно сжатой пружины 5 и пластинчатых пружин 38 на каждой из оправок 21 кольцевой
1. Бекетов С.Б. Технология избирательной изоляции притока пластовой воды в газовых скважинах в условиях аномально низкого пластового давления / ГИАБ № 3. 2005. М.: Государственный горный университет. С. 339-342.
2. Шульев Ю.В., Бекетов С.Б. Устройство для установки изоляционных экранов с целью ликвидации притока подошвенной воды в газовых и нефтяных скважинах / ГИАБ, № 11.
поршень 2 вместе с полым штоком 3 и толкателем 14 перемещаются вверх в осевом канале разъемного корпуса 1, с вводом ниппеля 8 в осевой канал 9 полого штока 3.
Оправки 21 проворачиваются на пальцах 24 и усилием пластинчатых пружин 38 вводятся в продольные сквозные пазы 15 до контакта с наружной поверхностью толкателя 14. Сброс давления в осевом канале толкателя 14 и осевом канале корпуса центратора 25 способствует снятию радиальной нагрузки на шары 37 центраторов.
В таком положении деталей устройства осуществляют его подъем-извлечение из скважины после вырезания эксплуатационной колонны.
-------------- СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ
2005. М.: Государственный горный университет. С. 51-54.
3. Шульев Ю.В., Бекетов С.Б. Технология изоляции притока подошвенной воды в скважинах в условиях аномально низких пластовых давлений / Горный информационноаналитический бюллетень, № 4. 2006. М.: Государственный горный университет. С. 75-80.
— Коротко об авторах ------------------------------------------------------------------
Бекетов С.Б. - доктор технических наук, профессор СевКавГТУ, заместитель генерального директора ЗАО «Газтехнология», bsb.gt@rambler.ru
Шульев Ю.В. - кандидат технических наук, генеральный директор ОАО «Славнефть-Мегионнефтегаз»,
Косяк А.Ю. - кандидат технических наук, генеральный директор ЗАО СП «МеКаМинефть».
