Результат интеллектуальной деятельности: СПОСОБ ПРОВЕДЕНИЯ ПОДЗЕМНОГО РЕМОНТА СКВАЖИНЫ ДЛЯ СМЕНЫ ПОГРУЖНОГО ОБОРУДОВАНИЯ И ИСКЛЮЧЕНИЯ ВЛИЯНИЯ РАСТВОРА ГЛУШЕНИЯ НА ПРОДУКТИВНЫЙ ПЛАСТ

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может быть использовано при подземном ремонте скважин, оборудованных электропогружными (или иными) насосами. Суть изобретения заключается в проведении подземного ремонта скважины с исключением вредного влияния раствора глушения на продуктивный пласт.

Известен регулятор-отсекатель Шарифова (аналог), предназначенный для отключения продуктивного пласта от скважины (патент РФ №2229586, Е21В 34/06. Опубл. 27.05.2004 г.).

Регулятор-отсекатель Шарифова состоит из корпуса с одним или несколькими верхними и нижними пропускными каналами, наружными уплотнительными элементами и фиксатором. Внутри фиксатора размещен, по меньшей мере, один регулирующий орган в виде камеры сильфона или поршня со штоком и/или затвора с соответствующим седлом. Согласно изобретению затвор установлен под и/или над седлом, и/или внутри седла, и/или между седел, свободно, и/или подпружинен, и/или жестко связан со штоком камеры сильфона или поршня. Камера выполнена без или с узлом зарядки ее сжатым газом и размещена в корпусе сверху и/или снизу соответственно по направлению ее штока вниз и/или вверх, что камера сильфона или поршня без узла зарядки может быть герметично изолирована или гидравлически соединена с полостью корпуса или пространством за корпусом, при этом в камере установлен управляемый усилием пружинный элемент.

Недостатки отсекателя ствола скважины: работы с регулятором-отсекателем осложнены индивидуальным подбором пружины (коэффициента сжатия пружины) для обеспечения надежной работы клапана, а также расчетами давления в камере сильфона.

Известен скважинный клапан отсекатель (аналог), предназначенный для герметичного перекрытия ствола скважины при проведении ремонтных работ (патент РФ №2112863, Е21В 34/06. Опубл. 10.06.1998 г.).

Скважинный клапан состоит из двух дисков. Они имеют соосные отверстия и возможность разворота относительно друг друга для разобщения отверстий. Запорный узел имеет также механизм управления. В сопрягаемых поверхностях дисков выполнены проточки. Они образуют полость, гидравлически связанную каналом с надклапанным пространством. Работа скважинного клапана отсекателя основана на принципе револьверного механизма.

Недостатки скважинного клапана-отсекателя являются: отсутствие устройства для определения положения отверстия диска при провороте; для использования в компоновке в составе с электроцентробежным насосом необходима доработка устройства для поворота диска на нужный угол.

Известен отсекатель ствола скважины, предназначенный для перекрытия ствола скважины фонтанирующих и насосных скважин от продуктивного пласта без его улучшения (аналог) (патент РФ №2362872, Е21В 43/00. Опубл. 27.07.2009 г.).

Отсекатель содержит корпус-цилиндр, на нижнем конце которого закреплен кожух с муфтами-втулками на торцах. Внутри корпуса-цилиндра размещен запорный элемент, выполненный в виде полого плунжера с обратным клапаном и фигурными пазами в виде канавок на наружной поверхности. В верхней части корпуса-цилиндра выполнен радиальный канал. Над кожухом в нижней части корпуса-цилиндра и полого плунжера выполнены по два радиальных канала, разнесенные на 180° друг от друга. К нижнему концу полого плунжера закреплена упорная втулка, внутри которой закреплена труба, заведенная в кожух. Упорная втулка через упорный шарикоподшипник опирается на пружину, установленную снаружи трубы в пустотелом корпусе. Фиксатор, управляющий поворотом полого плунжера, заведен в канавку фигурного паза на наружной поверхности полого плунжера и закреплен в корпусе-цилиндре. Давлением рабочей среды из ствола скважины обратный клапан перекрывает подпружиненный полый плунжер, перемещая его в нижнее положение и одновременно поворачивая на 45°. При снятии давления в стволе скважины полый плунжер под действием пружины возвращается в свое верхнее положение, совершая при этом поворот еще на 45°, в результате чего радиальные каналы в корпусе и плунжере перекрываются.

Недостатками отсекателя ствола скважины являются индивидуальный подбор пружины для полого плунжера (коэффициента сжатия пружины) для обеспечения надежной работы клапана; при длинном хвостовике колонны насосно-компрессорных труб возможно скопление газа в подпакерной зоне, которое при прорыве может привести к срыву подачи насосного оборудования.

Известен способ отсечения пласта для проведения подземного ремонта без глушения скважины (аналог) (патент РФ №2531011, Е21В 34/06. Опубл. 20.08.2014 г.).

Способ включает отдельный спуск и установку в скважине пакерной системы с блоком нижнего «мокрого» контакта, электрического (либо электромеханического) клапана, блока датчиков (при необходимости, для определения давления в пакерной и подпакерной зонах), отдельный спуск колонны труб, оснащенной скважинным насосом, электропогружным либо другого типа, закрепленным в нижней части насосного оборудования блоком телеметрии и механически соединяемым и разъединяемым блоком верхнего «мокрого» контакта, имеющий несколько электропитающих жил.

Соединение по типу «мокрый» контакт используется для обеспечения надежного электрического соединения и разсоединения в скважинных условиях с электрическим клапаном и блоком датчиков, размещенных в пакерной системе. Питание, управление, передача информации электрического клапана и блока датчиков через соединение по типу «мокрый» контакт может быть осуществлено через силовой кабель погружного насоса (от «нулевой точки» электропогружного двигателя) либо через отдельно проложененный вдоль колонны насосно-компрессорных труб и насосного оборудования кабель (либо как дополнительный кабель в оплетке с силовым кабелем).

Недостатками способа являются наличие электротехнической части (электрический клапан, блок датчиков), надежность многоразового соединения по типу «мокрый контакт» в агрессивной среде.

Наиболее близким по технической сущности к заявляемому является способ закрытия клапана-отсекателя при извлечении электроцентробежного насоса из фонтанной скважины и устройство для его осуществления (прототип) (патент РФ №2204695, Е21В 34/06. Опубл. 20.05.2003 г.).

Способ закрытия клапана-отсекателя при извлечении электроцентробежного насоса из скважины основан на приведении в действие запорного узла, разгерметизации устья скважины и подъеме насосного оборудования. Приведение в действие запорного узла клапана-отсекателя осуществляется при загерметизированном устье скважины и колонны насосно-компрессорных труб по команде с поверхности путем создания давления внутри колонны насосно-компрессорных труб для перемещения вверх электроцентробежного насоса. Нижняя часть электроцентробежного насоса соединена с толкателем клапана-отсекателя. С помощью силового цилиндра (гидродомкрата) перемещают электроцентробежный насос из положения, обеспечивающего сообщение продуктивного пласта с полостью скважины, в положение, при котором отключается продуктивный пласт от полости скважины. Положение гидродомкрата зафиксировано устройством, управляемым с поверхности бросовым запорным элементом. После отключения продуктивного пласта производятся разгерметизация устья скважины, извлечение погружного оборудования.

Недостатками способа закрытия клапана-отсекателя при извлечении электроцентробежного насоса из фонтанной скважины и устройства для его осуществления являются: обеспечение герметичного лифта для создания давления внутри колонны насосно-компрессорных труб, активации клапана, необходимость привлечения спецтехники на устье скважины.

Основной задачей, на решение которой направлено заявляемое изобретение, является обеспечение сохранение продуктивности пласта при проведении подземного ремонта скважин.

Техническим результатом является повышение технологичности подземного ремонта скважины при смене погружного оборудования.

Указанный технический результат достигается тем, что в известном способе закрытия клапана-отсекателя при извлечении электроцентробежного насоса из фонтанной скважины и устройстве для его осуществления приведение в действие запорного узла клапана-отсекателя осуществляется при загерметизированном устье скважины и колонны насосно-компрессорных труб по команде с поверхности путем создания давления внутри колонны насосно-компрессорных труб для перемещения вверх электроцентробежного насоса, толкателя с помощью силового цилиндра (гидродомкрата) из положения, обеспечивающего сообщение продуктивного пласта с полостью скважины, согласно предложенному техническому решению, способ предполагает управление запорным узлом клапана-отсекателя при помощи электрического привода, закрепленного непосредственно в нижней части электропогружного насоса, толкателя, приводимого в действие по команде с устья скважины через силовой кабель погружного насоса, являющийся одновременно источником питания, при котором открытие или закрытие клапана-отсекателя производится без перемещения электропогружного насоса.

Приведенный заявителем анализ уровня техники позволил установить, что аналоги, характеризующиеся совокупностями признаков, тождественными всем признакам установки для эксплуатации малодебитных скважин, отсутствуют.

Следовательно, заявляемое техническое решение соответствует условию патентоспособности «новизна».

Результаты поиска известных решений в данной области техники с целью выявления признаков, совпадающих с отличительными от прототипа признаками заявляемого технического решения, показали, что они не следуют явным образом из уровня техники. Из определенного заявителем уровня техники не выявлена известность влияния предусматриваемых существенными признаками заявляемого технического решения преобразований на достижение указанного технического результата.

Заявленное техническое решение может быть реализовано на любом предприятии машиностроения из общеизвестных материалов по принятой технологии и успешно использовано на нефтедобывающих скважинах. Следовательно, заявляемое техническое решение соответствует условию патентоспособности «промышленная применимость».

Сущность изобретения поясняется чертежами, где на Фиг. 1 схематично представлена принципиальная схема способа проведения подземного ремонта скважины без воздействия на пласт 15 после спуска всех частей оборудования:

а) нижняя секция - пакерная компоновка с якорным механизмом 13, клапанный узел 11 нажимного действия, аварийное разъединительное устройство 10, переводник с левой резьбой 12, хвостовик с воронкой 14;

б) верхняя секция (включая наземное оборудование) - электропогружной насос 5, погружной электродвигатель 6, толкательный механизм 7 с выдвижным штоком 9 и магнитным ловителем 8, силовой кабель 3, крепежные пояса 4, насосно-компрессорные трубы (НКТ) 2 и станция управления 1.

На Фиг. 2-5 изображены процессы спуска оборудования в скважину, проведение подземного ремонта скважины без воздействия на пласт.

Первой в скважину на НКТ спускается на расчетную глубину, которой может служить полка по интенсивности набора кривизны для размещения электропогружного (или иного) насоса, нижняя секция: пакерная компоновка 13 с якорным механизмом, клапанный узел 11 нажимного действия и переводник с левой резьбой 12 (Фиг. 2, 3). Якорь предназначен для предотвращения осевого смещения пакера в случае высоких перепадов давлений в надпакерной и подпакерной зонах. После посадки пакерной компоновки производится опрессовка заколонного пространства для подтверждения герметичности пакерной компоновки, расстыковка по ловильной головке 10 и подъем НКТ.

За вторую спуско-подъемную операцию (Фиг. 4) спускается на расчетную глубину верхняя секция: электропогружной (или иной) насос и толкательный механизм 7 с выдвижным штоком 9 и магнитным ловителем 8 для предотвращения попадания металлических деталей на забой.

Толкательный механизм 7 является продолжением телеметрической системы электропогружного оборудования и зависит от состояния изоляции силового кабеля и погружного электродвигателя. В случаях нарушения изоляции (R=0) в толкательном механизме предусмотрены аккумуляторные батареи, позволяющие автоматически перевести шток 9 в транспортное положение, при котором клапанный узел будет закрыт.

Для создания сообщения с продуктивным пластом 15 (Фиг. 5) по команде с устья толкательный механизм 7 выдвигает или втягивает шток 9, который, в свою очередь, открывает или закрывает клапан нажимного действия 11, конструкция которого может быть различного исполнения (как пример, Фиг. 1, Фиг. 5 элементы 11а, 11б).

При отказах глубинно-насосного оборудования или для проведения планово-предупредительных работ процесс отключения пласта производится согласно описанному выше процессу. Для снижения возможных аварийных ситуаций необходимо периодически (в зависимости от сроков службы оборудования) проводить планово-предупредительные работы пакерной компоновки (риски «закипания» металлических частей, износа резиновых элементов в агрессивной среде и т.д.), клапанного узла (эрозия клапанных седел), а также промывку забоя скважины.

Проведение гидродинамических исследований пласта(ов), обработка призабойной зоны пласта (промывка забоя, кислотные обработки и т.д.) возможны путем отворота клапана нажимного действия 11 по переводнику с левой резьбой 12 (Фиг. 3), что позволит обеспечить полнопроходной канал связи с подпакерным пространством без извлечения пакерной компоновки с якорным механизмом 13.

Технологический и экономический эффекты от использования способа проведения подземного ремонта скважины для смены глубинно-насосного оборудования без воздействия на пласт достигаются за счет сохранения коллекторских свойства пласта (продуктивности), сокращения затрат на тяжелые растворы глушения и ускорения проведения профилактических и ремонтных работ насосного оборудования, в том числе за счет уменьшения времени вывода скважины на режим.