Результат интеллектуальной деятельности: УСТРОЙСТВО ДЛЯ РАЗОБЩЕНИЯ ОТКРЫТОГО СТВОЛА ГОРИЗОНТАЛЬНОЙ СКВАЖИНЫ НА ОТДЕЛЬНЫЕ УЧАСТКИ

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, а именно к разработке и эксплуатации нефтяных пластов с зонами различной проницаемости в горизонтальных скважинах и боковых стволах из эксплуатационных колонн с применением технологии одновременно-раздельной эксплуатации.

Известен способ разобщения пластов в скважине профильным перекрывателем (патент RU №2083798, МПК E21B 33/12, опубл. 10.07.1997), включающий устройство для разобщения пластов в скважине, содержащее соединенные резьбой профильные трубы, оснащенные цилиндрическими концевыми участками, которые снаружи осажены в средней своей части, снабжены замкнутыми ободьями и заполнены во впадинах герметизирующим составом.

Недостатками этого устройства являются:

- большие нагрузки при развальцовывании профильных труб после раздачи их гидравлическим давлением, так как ободья препятствуют прижатию стенки трубы к стенке скважины, а уплотнители, нанесенные во впадины, препятствуют полному расширению трубы;

- для герметизации внутриколонного пространства необходимо применять пакер, устанавливаемый внутри устройства, что увеличивает количество спускоподъемных операций и приводит к удорожанию устройства в целом.

Наиболее близким по технической сущности и достигаемому результату является устройство для разобщения открытого ствола скважины на отдельные участки (патент RU №2487231, МПК E21B 33/12, опубл. 10.07.2013, бюл. №19), включающее соединенные продольно-гофрированные трубы с герметизирующими элементами, размещенными на участках с меньшей описанной окружностью, верхний и нижний цилиндрические участки, верхний из которых снабжен уплотненным поршнем с фиксатором, причем нижний цилиндрический участок снабжен снизу нерасширяемой втулкой, во внутреннюю полость которой герметично вставлен с возможностью перемещения ниппель, снабженный клапаном и соединенный сверху тягой с поршнем, а герметизирующие элементы профильных труб выполнены замкнутыми по периметру трубы, а их концевые участки, соединяемые сваркой, выполнены в виде продольно-гофрированных калиброванных раструбов с описанным диаметром, большим или равным описанному диаметру герметизирующих элементов, при этом толщина герметизирующих элементов и расстояние между ними выполнены с возможностью их распределения без взаимного перекрытия при расширении развальцевателем после выправления внутренним давлением. Кроме того, между верхним и нижним цилиндрическими участками и продольно-гофрированными трубами могут быть выполнены цилиндрические патрубки, снабженные в средней части герметизирующими элементами из водонефтенабухающей резины, при этом цилиндрические патрубки снабжены цилиндрическими раструбами по концам с диаметром, большим или равным наружному диаметру герметизирующего элемента до его набухания.

Недостатком данного устройства является большое количество спуско-подъемных операций (спуск и установка устройства, извлечение башмака-клапана на штанге, развальцовка профильных труб, установка ниппеля), что увеличивает вероятность аварий при проведении спуско-подъемных операций, особенно в горизонтальных скважинах, имеющих сложную конфигурацию, а также приводит к большим материальным затратам.

Техническими задачами предлагаемого устройства являются исключение аварийности при установке устройства в горизонтальной скважине и разобщении открытого ствола горизонтальной скважины на отдельные участки за счет конструкции перекрывателей, исключающей механическую раздачу вальцующим (калибрующим) инструментом, а также снижение материальных затрат за счет уменьшения количества спуско-подъемных операций при строительстве скважины.

Технические задачи решаются устройством для разобщения открытого ствола горизонтальной скважины на отдельные участки, включающим соединенные продольно-гофрированные трубы с замкнутыми по периметру герметизирующими элементами, верхний и нижний цилиндрические участки, верхний из которых снабжен уплотненным поршнем с фиксатором, а нижний - снизу нерасширяемой втулкой, во внутреннюю полость которой герметично вставлен с возможностью перемещения ниппель, снабженный клапаном и соединенный сверху полой тягой с поршнем.

Новым является то, что между верхними и нижними продольно-гофрированными трубами, расширяемыми до рабочего размера внутренним давлением, герметично размещена втулка с внутренним продольным отверстием, состоящим из большего верхнего и нижнего цилиндрических участков, при этом верхний поршень установлен в верхний цилиндрический участок с упором в сужение верхней продольно-гофрированной трубы с возможностью перемещения вниз с тягой после расширения этой трубы до рабочего диаметра, а нижняя втулка ниже ниппеля оснащена боковыми отверстиями и нижним полым упором, выполненным с возможностью взаимодействия с ниппелем при перемещении его вниз вместе с тягой и поршнем и открытием боковых отверстий, причем тяга снабжена плунжером, установленным в больший цилиндрический участок отверстия втулки и выполненным с возможностью герметичного входа в меньший цилиндрический участок отверстия втулки при перемещении вниз вместе с тягой и поршнем, при этом в тяге между плунжером и ниппелем выполнены боковые каналы.

На фиг. 1 показано устройство с осевым разрезом в транспортном положении, на фиг. 2 - сечение А-А на фиг. 1, на фиг. 3 - устройство после установки в стволе горизонтальной скважины.

Устройство для разобщения открытого ствола горизонтальной скважины на отдельные участки (далее устройство) включает соединенные (например, при помощи сварки или резьбы) верхнюю 1 (фиг. 1, 2) и нижнюю 2 продольно-гофрированные трубы с замкнутыми по периметру герметизирующими элементами 3 из эластичного материала (например, резины), объем которого выбран с учетом равномерного распределения по периметру трубы при выправлении ее гидравлическим давлением, а также верхний 4 (фиг. 1) и нижний 5 цилиндрические участки.

Верхний цилиндрический участок 4 снабжен уплотненным (например, с помощью манжеты 6) поршнем 7, зафиксированным от смещения вниз благодаря упору в сужение верхней продольно-гофрированной трубы 1. Нижний цилиндрический участок 5 снабжен снизу нерасширяемой втулкой 8, во внутреннюю полость которой герметично (например, благодаря манжете 9) вставлен с возможностью перемещения ниппель 10, снабженный обратным шаровым клапаном 11 и соединенный сверху полой тягой 12 с поршнем 7. Верхний поршень 7 имеет возможность перемещения вниз вместе с полой тягой 12 и ниппелем 10 после расширения внутренним давлением продольно-гофрированных труб 1, 2 до рабочего диаметра.

Между верхней 1 и нижней 2 продольно-гофрированными трубами герметично (например, при помощи сварки или резьбы) размещена втулка 13 с внутренним продольным отверстием, состоящим из большего верхнего 14 и меньшего нижнего 15 цилиндрических участков.

Нижняя втулка 8 ниже ниппеля 10 оснащена боковыми отверстиями 16 и нижним полым упором 17, выполненным с возможностью взаимодействия с ниппелем 10 при перемещении его вниз вместе с полой тягой 12 и поршнем 7. При этом боковые отверстия 16 (фиг. 3) открываются, сообщая скважинное пространство 18 с внутритрубным пространством 19.

Причем полая тяга 12 (фиг. 1) снабжена в средней части плунжером 20, установленным в больший цилиндрический участок 14 внутреннего отверстия втулки 13 и выполненным с возможностью герметичного (благодаря, например, манжетам 21) входа в меньший цилиндрический участок 15 внутреннего отверстия втулки 13 при перемещении вниз вместе с полой тягой 12 и поршнем 7. При этом в полой тяге 12 между плунжером 20 и ниппелем 10 выполнены боковые каналы 22.

Устройство работает следующим образом.

После строительства горизонтальной скважины 23 проводят геофизические исследования пласта и определяют интервалы нефтедобычи 24, 25 с различными зонами проницаемости, которые предполагают разобщить, затем выделяют место установки 26 с плотными непроницаемыми породами для установки предлагаемого устройства. На колонне труб 27 устройство в сборе спускают в место установки 26. При этом скважинная жидкость заполняет внутритрубное пространство 19 устройства через обратный шаровой клапан 11 ниппеля 10.

После этого в колонне труб 27 с помощью бурового насоса создают избыточное гидравлическое давление, которое через полую тягу 12 и боковые каналы 22 передается во внутритрубное пространство 19 и за счет уплотнительных манжет 6 и 9 поршня 7 и ниппеля 10, а также перекрытия обратного шарового клапана 11 ниппеля 10 выправляет профильные участки труб 1, 2 (фиг. 3) до плотного прижатия к стенкам скважины 23. При этом герметизирующие элементы 3 (фиг. 2) надежно заполняют недовыправленные давлением профильные участки труб 1, 2 и плотно прижимаются к стенкам скважины 23 (фиг. 3), герметично разделяя интервалы нефтедобычи 24, 25 эксплуатируемого пласта.

После чего стравливают гидравлическое давление до нуля и плавно создают осевую нагрузку вниз на колонну труб 27. При этом верхний поршень 7 (за счет расширения продольно-гофрированных труб 1, 2) начинает перемещаться из верхнего цилиндрического участка 4 вниз во внутритрубное пространство 19 вместе с полой тягой 12 и ниппелем 10. Ниппель 10 выходит из нижнего цилиндрического участка 5 трубы 2 до взаимодействия с нижним упором 17 нижней втулки 8, освобождая боковые отверстия 16 во втулке 8. При этом плунжер 20 перемещается из большего цилиндрического участка 14 внутри втулки 13 в меньший цилиндрический участок 15 этой втулки, герметично перекрывая за счет манжет 21 внутреннее отверстие втулки 13.

После установки устройства спускают скважинное насосное оборудование (на чертеже не показано) и скважину 23 начинают эксплуатировать. Скважинная жидкость из интервала нефтедобычи 25 поступает в скважинное пространство 18 и через боковые отверстия 16 во втулке 8 во внутритрубное пространство 19 ниже плунжера 20, далее благодаря боковым каналам 22 в полой тяге 12 через внутреннюю полость тяги 12 и колонну труб 27 поступает на вход насоса (на чертеже не показан) и далее на поверхность. Скважинная жидкость из интервала нефтедобычи 24 поступает непосредственно в скважинное пространство 28 выше герметично установленных трубы 1 и плунжера 20.

Для селективного разделения потоков из интервалов 24, 25 используют, например, электроуправляемый клапан 29 (фиг. 1, 3), встроенный в колонну труб 27 и имеющий два независимых друг от друга входа. Скважинная жидкость из интервала нефтедобычи 25 (фиг. 3) через колонну труб 27 поступает в нижний вход 30 клапана 29, а из интервала 24 в боковой вход 31 того же клапана. При необходимости, например, в случае заводнения одного из интервалов нефтедобычи подают команду по электрокабелю (на чертеже не показан) на перекрытие одного из входов клапана 29, отключая тем самым заводненный интервал от общей добычи.

Таким образом, использование изобретения позволяет исключить аварийность при установке устройства в горизонтальной скважине и разобщении открытого ствола горизонтальной скважины на отдельные участки за счет конструкции устройства, исключающей механическую раздачу продольно-гофрированных труб вальцующим (калибрующим) инструментом, а также снизить материальные затраты за счет уменьшения количества спуско-подъемных операций при строительстве скважины путем применения в конструкции устройства подвижного герметичного плунжера, разделяющего продукцию скважины во внутритрубном пространстве, а также жестко связанного с ним герметичного нижнего ниппеля с обратным клапаном, позволяющим устанавливать устройство в скважине за один спуск-подъем.