Результат интеллектуальной деятельности: УСТРОЙСТВО ДЛЯ ОСВОЕНИЯ НЕФТЯНОЙ СКВАЖИНЫ

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, а именно к устройствам для вторичного вскрытия продуктивного пласта и освоения скважины.

Известно устройство для вторичного вскрытия продуктивного пласта (МПК 8 Е21В 43/11, Е21В 43/08, опубл. в бюл. №26 от 20.09.1998 г.), включающее скважинный фильтр, в отверстия которого вставлены стаканы из легкообрабатываемых материалов, заполненные вязкопластичным веществом и имеющие выступающие части, и корпус с разрушающим элементом, размещенный на колонне труб, при этом разрушающий элемент имеет внутреннюю полость и выполнен в виде разрушающих сегментов, равномерно размещенных по сечению корпуса, с вогнутой разрушающей кромкой и выгнутой тыльной кромкой, при этом устройство снабжено центратором.

Недостатками данного устройства являются:

- во-первых, оно не позволяет ускоренное освоение скважины сразу же после вторичного вскрытия пласта, поскольку не обладает пакерующим элементом, устанавливаемым над кровлей осваиваемого пласта;

- во-вторых, низкая надежность оборудования, связанная с тем, что возможен незапланированный срез стаканов торцами разрушающих элементов в процессе спуска оборудования или заклинивания устройства в скважине, так как срез стаканов ведется снизу вверх, что может привести к аварийной ситуации в скважине.

Наиболее близким по технической сущности является «Способ освоения нефтяной скважины (патент RU №2199658, МПК 8 Е21В 43/25, опубл. в бюл. №6 от 27.02.2003 г.), который осуществляется устройством, состоящим из штока, внутри которого в верхней части находится глухая поперечная перегородка, выше и ниже которой расположены радиальные каналы, в нижней части штока выполнен вертикально-горизонтальный направляющий паз, с наружной стороны штока в зоне радиальных каналов установлена втулка с цилиндрической выборкой внутри, верхним концом втулка выполнена с возможностью упора в пружину, которая сверху опирается на кольцевой выступ, а другим - в расширяющий конус, взаимодействующий сверху с уплотнительным элементом пакера, корпус которого соединен со штоком срезаемым элементом, предохраняющим от несанкционированного проворота их относительно друг друга, и снабжен перегородкой с продольными каналами, причем корпус пакера выполнен ступенчатым и соединен с перфорированным патрубком, на уступе соединения которых находится шаровой клапан, на нижнем конце перфорированного патрубка установлена срезающая воронка с гребенкой, расширяющий конус соединен со штоком срезаемым элементом, в корпус пакера ввернуты стопорные винты (не менее двух), свободные концы которых расположены в транспортном положении в горизонтальной части направляющих пазов.

Недостатками данного устройства являются:

- во-первых, сложность конструкции, обусловленная большим количеством узлов и деталей, а также дороговизна конструкции, связанная с наличием в конструкции устройства деталей дорогих в изготовлении, таких как расширяющий конус, гребенка и т.д.;

- во-вторых, полые срезаемые заглушки падают на забой скважины, что засоряет забой, что влечет за собой дополнительные спуско-подъемные операции, например, с ловильным инструментом по удалению этих стаканов из скважины;

- в-третьих, уплотнительная манжета может сорваться в случае прихвата устройства в скважине в процессе спуска и, как следствие, не герметичная посадка пакера.

Задачами изобретения являются упрощение конструкции, снижение себестоимости изготовления и исключение падения полых срезаемых стаканов на забой скважины, а также исключение негерметичной посадки пакера.

Поставленная задача решается устройством для освоения нефтяной скважины, оборудованной полыми срезаемыми заглушками, включающим шток с радиальными каналами, соединенный сверху с колонной труб, патрубок со срезной воронкой внизу, пакер, состоящий из уплотнительного элемента, ступенчатого корпуса, который жестко соединен снизу с патрубком, сверху выполнен с возможностью взаимодействия с уплотнительным элементом, а изнутри зафиксирован замковым механизмом относительно штока, оснащенного на наружной поверхности втулкой, которая размещена выше уплотнительного элемента, и вставленного в корпус с возможностью ограниченного осевого перемещения вниз, и седло клапана.

Новым является то, что втулка жестко соединена со штоком и выполнена с возможностью опоры сверху на уплотнительный элемент, который размещен снаружи штока, в корпусе изнутри выполнена кольцевая выборка, а седло клапана расположено в полом цилиндре с кольцевой проточкой на наружной поверхности, который вставлен с возможностью ограниченного перемещения вниз в шток и зафиксирован относительно него срезным элементом, при этом замковый механизм выполнен в виде шариков, вставленных в радиальные каналы штока, взаимодействующих снаружи с кольцевой выборкой корпуса, а изнутри - с полым цилиндром ниже кольцевой проточки, и выполненных с возможностью взаимодействия с кольцевой проточкой полого цилиндра при его перемещении вниз с выходом из взаимодействия с кольцевой выборкой корпуса, причем ниже срезной воронки расположен полый стакан с цанговым центратором сверху, выполненный с возможностью опоры на забой, соединенный штангой со срезной воронкой так, чтобы расстояние между нижней кромкой воронки и верхней кромкой цангового центратора было не менее диаметра заглушки.

На фигуре 1 в продольном разрезе показано предлагаемое устройство для освоения нефтяного пласта.

На фигуре 2 изображено поперечное сечение цангового центратора.

Устройство для освоения нефтяной скважины 1 (см. фиг.1), оборудованной полыми срезаемыми заглушками 2; 2'…2ⁿ, включает в себя шток 3 с радиальными каналами 4, соединенный сверху с колонной труб 5, например, колонной насосно-компрессорных труб (НКТ). На нижнем конце штока 3 установлен патрубок 6 со срезной воронкой 7 внизу.

На штоке 3 установлен пакер 8, состоящий из уплотнительного элемента 9 и ступенчатого корпуса 10, который жестко соединен снизу с патрубком 6, сверху выполнен с возможностью взаимодействия с уплотнительным элементом 9, а изнутри зафиксирован замковым механизмом 11 относительно штока 3, оснащенного на наружной поверхности втулкой 12, которая размещена выше уплотнительного элемента 9, и вставленного в корпус 10 с возможностью ограниченного осевого перемещения вниз.

Втулка 12 жестко соединена со штоком 3 и выполнена с возможностью опоры сверху на уплотнительный элемент 9, который размещен снаружи штока 3.

В корпусе 10 изнутри выполнена кольцевая выборка 13, а седло 14 клапана 15 расположено в полом цилиндре 16 с кольцевой проточкой 17 на наружной поверхности, который вставлен с возможностью ограниченного перемещения вниз в шток 3 и зафиксирован относительно него срезным элементом 18.

Замковый механизм 19 выполнен в виде шариков, вставленных в радиальные каналы 4 штока 3, взаимодействующих снаружи с кольцевой выборкой 13 корпуса 10, а изнутри - с полым цилиндром 16 ниже кольцевой проточки 17, и выполненных с возможностью взаимодействия с кольцевой проточкой 17 полого цилиндра 16 при его перемещении вниз с выходом из взаимодействия с кольцевой выборкой 13 корпуса 10.

Ниже срезной воронки 7 (см. фиг.1) расположен полый стакан 18 с цанговым центратором 19 (см. фиг.1 и 2) сверху, выполненный с возможностью опоры на забой (на фиг.1 и 2 не показано), соединенный штангой 20 со срезной воронкой 7 так, чтобы расстояние между нижней кромкой 21 срезной воронки 7 и верхней кромкой 22 цангового центратора 19 было не менее диаметра D полой срезаемой заглушки 2.

Устройство для освоения скважины работает следующим образом.

На устье скважины 1 собирают компоновку устройства, как показано на фигуре 1, с условием, что при опоре устройства на забой скважины 1 пакер 8 в любом случае располагается выше верхней полой срезаемой заглушки 2.

В скважину устройство спускают на колонне труб 5, как показано на фигуре 1. В процессе спуска устройства находящаяся в скважине жидкость свободно перетекает снизу вверх через отверстия 23 полого стакана и сквозные каналы 24 срезной воронки 7 во внутреннее пространство колонны труб 5, заполняя его.

В процессе спуска пакера 8 возможны его прихваты в скважине 1 вследствие сужения проходного сечения скважины 1, при этом конструкция пакера 8 не позволяет сорвать уплотнительный элемент 9 с устройства в случае прихвата.

В процессе спуска устройства в скважину 1 при его прохождении цангового центраторы 19 через полые срезаемые заглушки 2, цанговые центраторы 19 сжимаются и свободно проходят вниз, после чего цанговые центраторы 19 вновь раскрываются (см. фиг.1 и 2) и цанговые центраторы 19 вновь прижимаются к внутренним стенкам скважины 1.

Благодаря тому, что расстояние S между нижней кромкой 21 срезной воронки 7 и верхней кромкой 22 цангового центратора 19 больше диаметра D полой срезаемой заглушки 2, последний оказывается между нижней кромкой 21 срезной воронки 7 и верхней кромкой 22 цангового центратора 19.

Спуск колонны труб 5 продолжают и срезная воронка 7 нижней кромкой 21 упирается в головку 25 полой срезаемой заглушки 2, выступающую внутрь и производится разгрузка колонны труб 5 на полую срезаемую заглушку 2, при этом ее головка 25 по кольцевой проточке 26 срезается от полой срезаемой заглушки 2.

Вязкопластичное вещество 27 (например, гудрон) остается в теле разрушенной полой срезаемой заглушки 2, то есть происходит «условное» вторичное вскрытие продуктивного пласта.

Головка 25 полой срезаемой заглушки 2 под действием собственной силы тяжести падает во внутреннюю полость 28 полого стакана 18.

Спуск устройства продолжают и аналогичным образом разрушают полую срезаемую заглушку 2' (см. фиг.1) и все последующие полые срезаемые заглушки 2ⁿ (на фиг.1, 2 и 3 не показано), при этом головка 25' полой срезаемой заглушки 2' под действием собственной силы тяжести падает во внутреннюю полость 28 полого стакана 18.

Срезанные головки 25; 25'…25ⁿ полых срезаемых заглушек 2; 2'…2'' падают во внутреннюю полость 28 полого стакана 18 устройства и скапливаются там, причем вязкопластичные вещества 27; 27'; … 27ⁿ остаются в теле разрушенной полой срезаемой заглушки 2; 2; 2'…2ⁿ, то есть происходит «условное» вторичное вскрытие продуктивного пласта.

По окончании разрушения всех полых срезаемых заглушек 2; 2'…2ⁿ разгружают колонну труб 5 с устройством на забой скважины 1, что контролируют по потере веса на индикаторе, установленном на устье скважины 1, после чего приступают к посадке пакера 8, который в любом случае располагается выше верхней полой срезаемой заглушки 2.

Для этого с устья скважины 1 сбрасывают клапан 15, выполненный в виде шара, который садится на седло 14 полого цилиндра 16. Доливают колонну труб 5 жидкостью и с помощью насосного агрегата (на фиг.1 и 2 не показано) создают в ней избыточное давление, например 6 МПа, при этом сначала разрушается срезной элемент 18 и полый цилиндр 16 под действием избыточного давления перемещается вниз до упора во внутреннюю ступенчатую проточку 29 штока 3.

В результате замковый механизм 11, выполненный в виде шариков, выпадает из кольцевой выборки 13 корпуса 10 в кольцевую проточку 17 на наружной поверхности полого цилиндра 16, а шток 3 получает возможность ограниченного осевого перемещения вниз относительно корпуса 10 до взаимодействия внутренней ступенчатой проточки 29 штока 3 с внутренним выступом 30 корпуса 10, при этом втулка 12 сжимает уплотнительный элемент 9 пакера 8, который расширяется радиально и герметично прижимается к внутренней стенке скважины 1.

Далее производят освоение скважины 1 путем спуска свабирующего устройства на кабеле-канате в колонну труб 5 (на фиг.1, 2 не показано), при этом снижают уровень жидкости в колонне труб 5, при этом создается гидравлический канал перетока между пластом (на фиг.1, 2 не показано) и внутренним пространством скважины 1, вскрывая тем самым продуктивный пласт.

Вязкопластичные вещества 27; 27'; …27'' под действием собственной силы тяжести падает во внутреннюю полость 28 полого стакана 18.

Свабирование по колонне труб 5 производят требуемое количество раз до появления ожидаемого притока нефти.

После чего свабирующее устройство с кабель-канатом извлекают на поверхность и производят распакеровку пакера 8. Для этого приподнимают колонну труб 5, при этом уплотнительный элемент 9 пакера 8 освобождается от осевой нагрузки, создаваемой втулкой 12 и сжимаясь радиально внутрь отходит от внутренней стенки скважины 1, в результате чего происходит разгерметизация пакера 8, шток 3 перемещается вверх относительно корпуса и занимает первоначальное положение (см. фиг.1).

Далее устройство извлекают на поверхность, а скважину 1 оснащают глубиннонасосным оборудованием (на фиг.1, 2 не показано).

Устройство для освоения нефтяной скважины имеет простую конструкцию и стоимость, поскольку не имеет сложных деталей в изготовлении, а исключение падения полых срезаемых стаканов на забой скважины позволяет избежать дополнительных спуско-подъемных операций по их удалению (извлечению) с забоя скважины. Кроме того, возможность предварительно отключать межтрубное пространство пакером позволяет ускорить процесс освоения нефтяной скважины, а конструкция уплотнительной манжеты исключает ее повреждение в процессе спуска устройства в скважину, что гарантирует герметичную посадку пакера.