Результат интеллектуальной деятельности: УСТРОЙСТВО ДЛЯ ОСВОЕНИЯ ПЛАСТА СКВАЖИНЫ

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и может быть использовано при освоении скважин с целью очистки и улучшения фильтрационной характеристики призабойпой зоны пласта.

Известно устройство для освоения пласта скважины свабированием (патент RU №2432456 МПК E21B 43/25, опубл. в бюл. №30 от 27.11.2011 г.), включающее сваб, колонну насосно-компрессорных труб (НКТ) с ограничителем хода сваба и фильтром для сообщения с пластом, пакер, установленный выше пласта, при этом колонна НКТ оснащена снизу полым наконечником, а фильтр сверху - насадкой с внутренней цилиндрической полостью, причем наконечник вставлен в насадку, от которой подпружинен вверх и выполнен с возможностью продольного ограниченного перемещения, при этом наконечник оснащен верхним и нижним рядами отверстий, изнутри разобщенных перегородкой и выполненных с возможностью сообщения при перемещении наконечника вниз относительно насадки фильтра через внутреннюю цилиндрическую полость насадки, причем выше наконечника и пакера, но ниже ограничителя хода сваба в колонне НКТ установлен сбивной клапан для сообщения колонны НКТ с надпакерной зоной после сброса сбивающего элемента, при этом сваб оснащен предохранительным клапаном, подпружиненным вверх с возможностью открытия при усилии 80-90% от критически допустимого усилия.

Недостатками данного устройства являются:

- во-первых, сложность конструкции, обусловленная большим количеством узлов и деталей (наконечник, предохранительный клапан сваба, насадка, сбивной клапан, сбивающий элемент), и, как следствие, дороговизна и высокая себестоимость изготовления устройства;

- во-вторых, низкая надежность, обусловленная высокой вероятностью поломки пружины растяжения-сжатия, что приводит к выходу устройства из строя. Кроме того, в процессе работы устройства происходит постоянное перемещение наконечника вниз относительно насадки фильтра, что может привести к потере герметичности устройства и, как следствие, невозможности отключения подпакерного пространства при свабировании жидкости, находящейся в межтрубном пространстве между эксплуатационной колонной и колонной НКТ выше пакера;

- в-третьих, длительный процесс освоения скважины, что обусловлено ограниченной проходной способностью устройства вследствие малой проходной площади верхних и нижних рядов отверстий наконечника и фильтра, соответственно.

Наиболее близким по технической сущности и достигаемому результату является устройство для освоения пласта скважины свабированием (патент RU №2440491 МПК E21B 43/25, опубл. в бюл. №2 от 20.01.2012 г.), включающее сваб, колонну насосно-компрессорных труб (НКТ) с ограничителем хода сваба и фильтром для сообщения с пластом, пакер, установленный выше пласта, при этом колонна НКТ оснащена снизу полым наконечником, а фильтр сверху - насадкой с внутренней цилиндрической полостью, причем наконечник вставлен в насадку, от которой подпружинен вверх и выполнен с возможностью продольного ограниченного перемещения, при этом наконечник оснащен верхним и нижним рядами отверстий, изнутри разобщенных перегородкой и выполненных с возможностью сообщения при перемещении наконечника вниз относительно насадки фильтра через внутреннюю цилиндрическую полость насадки, а верхний ряд отверстий наконечника выполнен с возможностью сообщения с надпакерной зоной при перемещении наконечника вверх и фиксации относительно насадки фильтра.

Недостатками данного устройства являются:

- во-первых, сложность конструкции, обусловленная большим количеством узлов и деталей (наконечник, предохранительный клапан сваба, насадка, сбивной клапан, сбивающий элемент) и, как следствие, дороговизна и высокая себестоимость изготовления устройства;

- во-вторых, низкая надежность, обусловленная высокой вероятностью поломки пружины растяжения-сжатия, что приводит к выходу устройства из строя. Кроме того, в процессе работы устройства происходит постоянное перемещение наконечника вниз относительно насадки фильтра, что может привести к потере герметичности устройства и, как следствие, невозможности отключения подпакерного пространства при свабировании жидкости, находящейся в межтрубном пространстве между эксплуатационной колонной и колонной НКТ выше пакера;

- в-третьих, длительный процесс освоения скважины, что обусловлено ограниченной проходной способностью устройства вследствие малой проходной площади верхних и нижних рядов отверстий наконечника и фильтра соответственно.

Задачей изобретения является упрощение конструкции устройства, сокращение продолжительности освоения скважины, а также повышение надежности работы за счет гарантированного отключения подпакерного пространства при свабировании жидкости, находящейся в межтрубном пространстве между эксплуатационной колонной и колонной насосно-компрессорных труб выше пакера

Поставленная задача решается устройством для освоения пласта скважины, включающим сваб, колонну насосно-компрессорных труб с ограничителем хода сваба и фильтром для сообщения с пластом, пакер, установленный выше пласта.

Новым является то, что колонна насосно-компрессорных труб выше пакера, но ниже ограничителя хода сваба оснащена рядом сквозных отверстий в начальном положении герметично перекрытых полой втулкой под сбрасываемый запорный элемент, имеющий возможность герметичной посадки и фиксации в полой втулке, а также возможность ограниченного осевого перемещения совместно с полой втулкой вниз до упора во внутреннюю кольцевую выборку колонны насосно-компрессорных труб под действием создаваемого избыточного давления в колонне насосно-компрессорных труб с последующей фиксацией полой втулки пружинным разрезным стопорным кольцом в насечках, выполненных на внутренней поверхности колонны насосно-компрессорных труб для сообщения внутреннего пространства колонны насосно-компрессорных труб с надпакерной зоной после сброса запорного элемента, выполненного в форме ступенчатого глухого цилиндра, верхний диаметр - Д_з которого больше внутреннего диаметра полой втулки - d, но меньше внутреннего диаметра ограничителя хода сваба - D.

На фигурах 1, 2, 3 изображено схематично предлагаемое устройство для освоения пласта скважины.

На фигуре 4 в разрезе в увеличенном виде - I изображена полая втулка с зафиксированным в ней запорным элементом.

Устройство для освоения пласта 1 скважины состоит из спущенной в скважину 2 (см. фиг.1 и 2) колонны насосно-компрессорных труб (НКТ) 3, а также изолирующего межтрубное пространство 4 пакера 5, установленного на расстоянии h=10-15 м выше пласта 1. В колонну НКТ 3 спущен сваб 6 на канате 7. В качестве колонны НКТ 3, например, применяется колонна НКТ диаметром 73 мм.

Ограничитель хода 8 сваба 6 зафиксирован внутри колонны НКТ 3 любым известным способом, например на резьбе. Пакер 5 герметично разделяет межтрубное пространство 4 на подпакерную 9 и надпакерную 10 зоны.

На конце колонны НКТ 3 установлен фильтр 11, заглушенный снизу и служащий для сообщения внутреннего пространства колонны НКТ 3 с пластом 1.

Колонна НКТ 3 выше пакера 5, но ниже ограничителя хода 8 сваба 6 оснащена рядом сквозных отверстий 12, в начальном положении герметично перекрытых полой втулкой 13, посредством срезного элемента 13' (см. фиг.1, 2 и 4) под сбрасываемый запорный элемент 14, имеющий возможность герметичной посадки и фиксации в полой втулке 13.

Ряд сквозных отверстий 12 в колонне НКТ 3, например, выполнен в виде восьми отверстий диаметром 15 мм, что не ограничивает пропускную способность устройства и по сравнению с прототипом позволяет сократить продолжительность освоения пласта скважины.

Запорный элемент 14 с полой втулкой 13 (см. фиг.3 и 4) имеет возможность ограниченного осевого перемещения вниз до упора во внутреннюю кольцевую выборку 15 колонны НКТ 3 с последующей фиксацией полой втулки 13 пружинным разрезным стопорным кольцом 16, находящимся в наружной кольцевой выборке 16' полой втулки 13 относительно насечек 17, выполненных на внутренней поверхности колонны НКТ 3 под действием избыточного давления, создаваемого в колонне НКТ 3 с помощью насосного агрегата, размещенного на устье скважины (на фиг.1, 2, 3, 4 не показано) для сообщения внутреннего пространства колонны НКТ 3 с надпакерной зоной 10 после сброса запорного элемента 14.

Запорный элемент 14 выполнен в форме ступенчатого глухого цилиндра, верхний диаметр - Д_з которого больше внутреннего диаметра полой втулки - d, но меньше внутреннего диаметра ограничителя хода сваба - D, т.е. (D>Д_з>d).

Запорный элемент в полой втулке 13 фиксируется стопорным кольцом 17, размещенным в наружной кольцевой выборке 19 запорного элемента 14 под нижний торец 20 полой втулки 13.

Устройство работает следующим образом.

Устройство монтируют в скважине 2 (см. фиг.1), при этом пакер 5 в скважине 2 устанавливают на 10-15 метров выше кровли пласта 1, при этом ряд сквозных отверстий 12 колонны НКТ 3 в начальном положении герметично перекрыт полой втулкой 13.

Затем в колонну НКТ 3 на канате спускают сваб 6 до расчетной глубины. Далее начинают процесс освоения пласта 1 свабированием с помощью наземного привода, например агрегатом для свабирования (на фиг.1, 2, 3 не показано).

Производят отбор жидкости по колонне НКТ 3 свабированием из подпакерной зоны 9 через фильтр 11 до получения стабильного притока продукции пласта 1 путем периодического подъема жидкости по колонне НКТ 3 с помощью сваба 6, определенных порций жидкости из скважины 2 при последовательном ступенчатом снижении уровня жидкости и соответствующем изменении глубины спуска сваба 6 при каждом последующем ходе. Высота поднимаемого столба жидкости и, соответственно, объем жидкости, поднимаемой за один цикл, определяется погружением сваба 6 под уровень жидкости в каждом цикле.

После получения стабильного притока продукции из пласта 1 при разобщенных надпакреной 10 и подпакерной 9 зонах посредством каната 7 извлекают из колонны НКТ 3 сваб 6. Производят сброс в колонну НКТ 3 запорного элемента 14, выполненного в форме ступенчатого глухого цилиндра, верхним диаметром Д_з вверх, при этом в процессе перемещения запорного элемента 14 вниз по колонне НКТ 3 он свободно проходит ограничитель хода 8 сваба 6, так как наружный диаметром Д_з, меньше внутреннего диаметра - D ограничителя хода 8 сваба 6 (см. фиг.1 и 2).

Далее запорный элемент 14 (см. фиг.4) нижней ступенью глухого цилиндра меньшего диаметра d_з герметично попадает в проходной канал полой втулки 13, затем с помощью насосного агрегата, установленного на устье скважины 2, создают в колонне НКТ 3 избыточное гидравлическое давление, например до 4-5 МПа, при этом сначала запорный элемент 14 фиксируется в полой втулке 13, т.е. дополнительное пружинное разрезное стопорное кольцо 18, размещенное в наружной кольцевой выборке 19 запорного элемента 14, фиксируется под нижний торец 20 полой втулки 13,

В дальнейшем под действием избыточного давления в колонне НКТ 3 разрушается срезной элемент 13' и полая втулка 13 совместно с запорным элементом 14 перемещаются вниз до упора нижним торцом полой втулки 13 во внутреннюю кольцевую выборку 15, после чего полая втулка 13 пружинным разрезным стопорным кольцом 16, находящимся в ее наружной кольцевой выборке 16', фиксируется относительно насечек 17, выполненных на внутренней поверхности колонны НКТ 3.

Фиксация полой втулки 13 стопорным кольцом 13 в насечках 17 колонны НКТ 3 позволяет избежать осевых перемещений полой втулки 13 вверх с перекрытием ряда сквозных отверстий 12 при последующем свабировании скважины 2.

Фиксация запорного элемента 14 стопорным кольцом 18 относительно нижнего торца 20 полой втулки 13 позволяет избежать откачки жидкости из подпакерной зоны 9 при свабировании жидкости из надпакерной зоны 10.

Возможность фиксации полой втулки 13 относительно колонны НКТ и запорного элемента 14 относительно полой втулки повышает надежность работы устройства и исключает потерю герметичности устройства в процессе освоения пласта скважины.

В результате происходит сообщение межтрубного пространства 4 в надпакерной зоне 10 и внутреннего пространства колонны НКТ 3 и выравнивание в них высоты H₁ столба жидкости (см. фиг.2).

Отсоединяют насосный агрегат от колонны НКТ 3 на устье скважины 2 и в колонну НКТ 3 вновь спускают сваб 6 на канате 7.

Производится отбор жидкости по колонне НКТ свабированием из подпакерной 9 и надпакерной 10 зон до снижения уровня жидкости на величину ΔН=H₁-H₂ (см. фиг.2 и 3) в надпакерной зоне межтрубного пространства, до тех пор пока давление, оказываемое гидростатическим уровнем H₂ (см. фиг.3) скважинной жидкости, не будет ниже пластового давления (Р_пл).

где Р_пл - пластовое давление, МПа;

ρ - плотность, кг/м³;

g - ускорение свободного падения, м/с²;

H₂ - высота столба жидкости в надпакерной зоне межтрубного пространства и до кровли пласта, м;

или

Затем производят распакеровку (снятие) пакера 5 и его извлечение вместе с колонной НКТ 3.

Предлагаемое устройство для освоения пласта скважины имеет простую конструкцию, позволяет сократить продолжительность освоения пласта скважины и повысить надежность работы за счет гарантированного отключения подпакерного пространства при свабировании жидкости, находящейся в межтрубном пространстве между эксплуатационной колонной и колонной насосно-компрессорных труб выше пакера.