Результат интеллектуальной деятельности: СПОСОБ И УСТРОЙСТВО ДЛЯ ПРОМЫВКИ СКВАЖИНЫ

Изобретения относятся к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к промывке скважин.

Известны прямой, обратный и комбинированный способы промывки скважин, которые состоят в размыве песчаных пробок, образующихся в процессе эксплуатации продуктивных пластов, сложенных песками или слабосцементированными песчаниками, когда вместе с жидкостью и газом выносится в скважину песок. Промывка скважины осуществляется при помощи промывочного устройства ПУ-1, струйного аппарата или гидробуров (Нифонтов Ю.А., Клещенко И.И. Ремонт нефтяных и газовых скважин. Часть 1, Санкт-Петербург, «Профессионал», 2005, с.351).

Наиболее близким способом, принятым за прототип, является промывка скважины при помощи промывочного устройства ПУ-1, которая ведется в следующем порядке. В скважину спускаются промывочные трубы, затем к ним присоединяется промывочное устройство. В верхний конец промывочного устройства ввинчивается наращиваемая труба или двухтрубка и спускается в скважину. Башмак промывочных труб в это время должен находиться на 15-20 м выше пробки. Отвод промывочной жидкости, выходящей из колонны промывочных труб, производится через отводную головку. На устье скважины устанавливается головка для обратной промывки, и через ее отвод промывочная жидкость закачивается в затрубное пространство. Так как межтрубное пространство перекрыто манжетой, жидкость через отверстия в корпусе и продольные каналы циркуляционной муфты подается по трубам к забою скважины (пробке). Смесь размытой пробки и жидкости поднимается по затрубному пространству до циркуляционной муфты и, проходя через ее поперечные каналы и патрубок, поступает в промывочные трубы и затем выносится на поверхность. По окончании размыва пробки на длину наращенной трубы, элеватор, загруженный колонной промывочных труб, сажают на промывочную головку и продолжают закачку жидкости в объеме 1-2 м³ (для подъема размытой пробки на безопасную высоту). За это время к устью скважин подается очередная труба, подлежащая наращиванию. После прокачки указанного количества жидкости во время короткой остановки наращивается очередная труба. Количество таких операций зависит от величины пробки. По окончании промывки с устья скважины снимается промывочная головка, поднимаются трубы и промывочное устройство (Нифонтов Ю.А., Клещенко И.И. Ремонт нефтяных и газовых скважин. Часть 1, Санкт-Петербург, «Профессионал», 2005, с.353-354).

Наиболее эффективен способ обратной промывки скважины, когда частицы песка выносятся внутри промывочных труб с более высокой скоростью восходящего потока жидкости в трубах, чем при прямой промывке. Однако для интенсивного разрушения песчаной пробки необходимы гидробуры или струйные аппараты, работающие только при прямой промывке. Для совмещения процессов прямой и обратной промывки применяют промывочные устройства.

Известно устройство для обработки призабойной зоны пластов с различной проницаемостью, которое работает следующим образом: устройство спускают на насосно-компрессорных трубах (НКТ) в скважину над продуктивными горизонтами и закачкой жидкости в кольцевое пространство скважины, и наращиванием НКТ производят промывку скважины и, при необходимости, проводят обработку пластов разного рода химическими реагентами (см. Авторское свидетельство №1583593, кл. Е21В 43/25, 08.04.1990 г.).

Наиболее близким, принятым за прототип, является промывочное устройство ПУ-1, состоящее из циркуляционной муфты с продольными и поперечными отверстиями для направления жидкости из кольцевого пространства (над резиновой манжетой) в трубы и обратно из кольцевого пространства (под резиновой манжетой) в промывочные трубы. На нижний конец циркуляционной муфты навинчивают переводник для присоединения промывочного устройства к трубам. В верхний конец циркуляционной муфты навинчивают корпус, в котором просверлены несколько отверстий. Снаружи на корпус надета резиновая самоуплотняющаяся манжета, которая удерживается распорным кольцом и зажимной гайкой. На верхний конец корпуса навинчивают муфту. В середине циркуляционной муфты имеется гнездо, в резьбу которого ввинчивают нижний конец внутреннего патрубка. Верхний конец этого патрубка снаружи герметизируется сальниковой набивкой (Амиров А.Д., Овнатанов С.Т., Яшин А.С. Капитальный ремонт нефтяных и газовых скважин. М.: Недра, 1975, с.215).

Недостатком вышеперечисленных способов и устройств для промывки скважин является то, что герметизирующий элемент имеет только одно положение или состояние - рабочее, при проведении спускоподъемных операций (СПО) он подвержен знакопеременным динамическим нагрузкам, под воздействием которых очень часто разрушается, что, в свою очередь, приводит к выходу из строя всего устройства в целом. Следствием чего является необходимость повторных (непроизводительных) СПО по замене устройства, что, в конечном счете, ведет к увеличению времени проведения ремонтных работ, удорожанию их и к потерям в добыче жидких или газообразных углеводородов.

Предлагаемым способом и устройством для промывки скважин решаются задачи повышения эффективности промывки за счет устранения повторных СПО, что ведет к уменьшению времени проведения ремонтных работ, задачу увеличения межремонтного периода работы скважин за счет уменьшения содержания механических примесей в стволе скважины, сокращение времени проведения ремонтных работ и увеличение добычи жидких или газообразных углеводородов на более длительный период.

Для получения такого технического результата предлагается способ промывки скважины, заключающийся в спуске на колонне насосно-компрессорных труб (НКТ) или бурильных труб (БТ) хвостовика с устройством и установку его в заданном интервале. На нижнем конце хвостовика устанавливают гидромониторную насадку или забойный двигатель, а на верхнем конце - устройство промывки со сливными отверстиями и радиальными каналами, включающее подвижный полый шток, механизм переключения устройства в рабочее и транспортное положение, разделитель потока с входными и выходными каналами, герметизирующий элемент (ГЭ). На НКТ или БТ спускают устройство в скважину с открытыми сливными отверстиями, размещают на уровне выше верхних отверстий интервала перфорации верхнего (первого) продуктивного горизонта или интервала поглощения (негерметичности), на расстоянии не менее чем расстояние от гидромониторной насадки или забойного двигателя до искусственного забоя скважины. Подают жидкость в полость устройства через НКТ или БТ, воздействуя на полый подвижный шток с шаровым клапаном, который, перемещаясь, закрывает сливные каналы и сжимает ГЭ через толкатель механизма переключения, перекрывая зазор между стенкой скважины и устройством. Затем подают жидкость в кольцевое пространство между эксплуатационной колонной и НКТ или БТ, которая через радиальные каналы в корпусе устройства воздействует на внутреннюю полость ГЭ, обеспечивая более надежную герметизацию за счет разности площадей проходного сечения радиальных каналов устройства и выходных каналов разделителя потока, затем через выходные каналы и хвостовик с гидромониторной насадкой или забойным двигателем разрушает и промывает песчаную пробку или другого рода отложения, и выносит шлам через входные каналы разделителя потока по внутреннему каналу устройства и НКТ или БТ на поверхность, причем площадь проходного сечения выходных каналов разделителя потока меньше, чем площадь проходного сечения входных каналов. После окончания операции промывки подачей жидкости в НКТ или БТ переключают устройство в транспортное положение, при этом ГЭ разжимается, одновременно каналы для слива жидкости при подъеме устройства открываются, и устройство поднимают на поверхность.

Устройство для промывки скважины со сливными и радиальными каналами содержит подвижный полый шток с шаровым клапаном и пружиной, полый цилиндрический ГЭ с профилированными торцами, расположенный на внешней стороне корпуса, механизм переключения устройства в рабочее и транспортное положение, взаимодействующий со штоком, и разделитель потока, который имеет входные и выходные каналы, причем входные каналы соединяют кольцевую полость под устройством с полостью подвижного полого штока, а выходные каналы соединяют кольцевую полость над устройством с полостью хвостовика с гидромониторной насадкой или забойным двигателем. В разделителе потока площадь проходного сечения выходных каналов меньше, чем площадь проходного сечения радиальных каналов в корпусе устройства и меньше или равной площади проходного сечения входных каналов. За счет разности площадей входных и выходных каналов создается рабочий перепад давления на внутреннюю полость ГЭ, что обеспечивает более надежную герметизацию кольцевого пространства над и под ГЭ при работе устройства в скважине. Полый шток выполнен подвижным, верхний бурт штока является седлом шарового клапана, к нему крепится втулка для перекрытия сливных каналов устройства в рабочем положении. Во втулку упирается пружина, обеспечивающая возвратно-поступательное движение штока. В нижней части штока выполнена проточка, взаимодействующая с механизмом переключения устройства в транспортное или рабочее положение. Механизм переключения состоит из толкателя, стопора, фиксатора, профильной поворотной втулки. Верхний конец толкателя взаимодействует с поворотной профильной втулкой, а нижний профилированный конец при помощи цанги находится в зацеплении с ГЭ. Верхний торец ГЭ подвижен, а нижний торец неподвижно закреплен с помощью ответной профилированной втулки с цанговым зацепом к устройству. ГЭ через толкатель и механизм переключения имеет возможность сжиматься в рабочем положении и вытягиваться в транспортном.

Предлагаемое изобретение иллюстрируется чертежами.

На фиг.1-2 представлено применение способа и устройство для осуществления способа в транспортном положении (слева) и в рабочем положении (справа).

На фиг.3 представлена схема работы механизма переключения устройства в транспортное и рабочее положение.

Основной особенностью предлагаемого способа промывки скважины является спуск на колонне НКТ или БТ хвостовика с устройством и установка его в заданном интервале, причем на нижнем конце хвостовика устанавливают гидромониторную насадку или забойный двигатель, а на верхнем конце - устройство промывки. Промывочное устройство размещают на уровне выше верхних отверстий интервала перфорации верхнего (первого) продуктивного горизонта или интервала поглощения (негерметичности), на расстоянии не менее чем расстояние от гидромониторной насадки или забойного двигателя до искусственного забоя скважины. Затем подают давление в НКТ или БТ и переводят устройство в рабочее положение, разрушают и промывают песчаную пробку путем подачи давления в затрубное пространство, после чего подачей давления в НКТ или БТ переключают устройство в транспортное положение и поднимают на поверхность.

Применение способа включает в себя спуск в эксплуатационную колонну скважины 1 гидромониторной насадки или забойного двигателя 2 с хвостовиком 3, устройства 4 с открытыми сливными каналами 5, подвешенного выше интервала перфорации или места негерметичности 6, на НКТ или БТ 7 (фиг.1).

Для начала операции подают жидкость в полость устройства через НКТ или БТ 7 (фиг.1). Шаровый клапан 8, расположенный в верхней части подвижного полого штока 9, под воздействием давления жидкости закрывается. Шток 9 перемещается вниз, закрывает сливные каналы 5 в верхней части устройства, одновременно переключает устройство 4 в рабочее положение «Р» (фиг.2) и сжимает герметизирующий элемент 10 через толкатель 11 механизма переключения, перекрывая зазор между стенкой скважины и устройством.

Для начала операции подают жидкость в кольцевое пространство скважины 12, перемещая устройство 4 вниз наращиванием НКТ или БТ 7. Промывочная жидкость через радиальные каналы 13 в корпусе устройства воздействует на внутреннюю полость ГЭ и создает давление в ней, равное давлению, действующему на ГЭ в кольцевом пространстве между эксплуатационной колонной и устройством сверху. Равенство давлений обеспечивается разностью площадей проходного сечения радиальных каналов 13 устройства и выходных каналов 14 разделителя потока. Далее через выходные каналы разделителя потока 14, хвостовик 3 жидкость попадает в полость гидромониторной насадки или забойного двигателя 2. Размывают отложения механических примесей через гидромониторные насадки или разбуривают забойным двигателем 2, в том числе и цементные мосты, или углубляют забой в открытом стволе, а вынос механических примесей или шлама происходит через входные каналы 15 разделителя потока, внутреннюю полость штока 9 и НКТ или БТ 7 на поверхность. Причем за счет разности проходных сечений входных и выходных каналов разделителя потока обеспечивается вынос промывочной жидкости с мех. примесями без эффекта штуцирования на входе в устройство и уменьшения скорости восходящего потока.

После окончания операции по промывке скважины для перевода устройства в транспортное положение «Т» (фиг.2) подают жидкость в полость НКТ или БТ 7. Шаровой клапан 8 закрывается, шток 9 перемещается вниз, толкатель 11 двигается вниз под воздействием механизма переключения 16. При снятии давления под действием пружины 22 шток 9 с толкателем 11 поднимается вверх, стопор 18 принимает положение «Т» в поворотной втулке 19, разжимая ГЭ 10 и освобождая кольцевое пространство между стенкой скважины 1 и устройством 4. Одновременно с перемещением штока вверх открываются сливные каналы 5 в корпусе для слива жидкости при подъеме устройства. Затем устройство поднимают на поверхность.

Предлагаемое устройство для промывки скважины состоит из корпуса 4 со сливными каналами 5 и радиальными каналами 13, подвижного полого штока 9 с пружиной 22, шарового клапана 8, герметизирующего элемента 10, механизма переключения в рабочее и транспортное положения 16. Механизм переключения включает толкатель 11, фиксатор 17 и стопор 18, между которыми расположена поворотная втулка 19. Верхний торец втулки 19 имеет пилообразный профиль, а на нижнем торце выполнены пазы: глубокий «Т» и мелкий «Р» (фиг.2). Разделитель потока 20 расположен в нижней части устройства в виде входных 15 и выходных 14 каналов. За счет разности площадей проходного сечения входных 15 и выходных 14 каналов разделителя потока 20 создается перепад давления над и под герметизирующим элементом 10, направленный вниз, что, в свою очередь, обеспечивает более надежную герметизацию. Втулка 21, перекрывающая сливные каналы 5, соединена с подвижным штоком 9, верхний бурт которого является седлом шара 8. Подвижность штока обеспечивается пружиной 22.

Устройство для промывки скважины работает следующим образом. В транспортном положении герметизирующий элемент 10 (фиг.1) не выступает за габариты диаметра устройства 4 и не подвергается износу при СПО. После переключения устройства в рабочее положение «Р» (фиг.2) под действием толкатель 11 ГЭ сжимается и закрывает кольцевое пространство скважины. Механизм переключения устройства в рабочее и транспортное положения работает следующим образом. Толкатель 11 двигается вниз вместе с подвижным штоком 9 и шаровым клапаном 8 от гидравлических усилий, подаваемых с поверхности в полость НКТ или БТ 7, а вверх - от усилий возвратной пружины 22. Толкатель 11 при движении вниз с помощью фиксатора 17 вращает поворотную втулку 19 на один профильный шаг, при этом стопор 18 ориентируется занимать паз «Р» (фиг.2). После снятия давления в НКТ или БТ 7 стопор 18 занимает паз «Р» удерживает возврат толкателя 11, а вместе с ним и сжатое состояние ГЭ. Для переключения устройства в транспортное положение подают давление в полость НКТ или БТ 7, полый шток 9 с толкателем 11 двигаются вниз, при этом фиксатор 17 вращает поворотную втулку 19 на следующий профильный шаг и после снятия давления пружина 22 возвращает стопор 18 в глубокий паз «Т» (фиг.2). Одновременно с этим, движение подвижного штока 9 вверх передается на втулку 21, открывая сливные каналы 5, и толкатель 11, растягивая ГЭ и уменьшая диаметральное сечение для транспортировки устройства в скважине при СПО.

Таким образом, предлагаемыми изобретениями решается задача повышения надежности и эффективности промывки скважины за счет устранения повторных СПО, что ведет к уменьшению времени проведения ремонтных работ, увеличения межремонтного периода работы скважин за счет уменьшения содержания механических примесей в стволе скважины, и, как следствие, увеличение добычи жидких или газообразных углеводородов на более длительный период.