Результат интеллектуальной деятельности: ПЕРФОРАТОР ДЛЯ СКВАЖИНЫ

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к строительству и ремонту скважин, и может быть использовано для создания перфорационных каналов в обсадной колонне труб.

Известно «Устройство для перфорации ствола скважины» (патент RU №2105137, Е21В 43/114, опубл. Бюл. №3 от 20.02.1998 г.), включающее трубчатый и опорный корпуса, клиновой толкатель с резцедержателями и рабочими резцами, рабочий поршень с возвратной пружиной, отличающееся тем, что оно снабжено пусковым золотниковым поршнем с дополнительной возвратной пружиной, размещенным с возможностью возвратно-поступательного перемещения на трубчатом корпусе, и кожухом, жестко соединяющим указанный пусковой золотниковый поршень с опорным корпусом, клиновой толкатель жестко соединен с рабочим поршнем, а опорный корпус выполнен с возможностью взаимодействия с резцедержателями.

Недостатками данного устройства являются:

- возможность несанкционированной перфорации стенок скважины при подъеме устройства, когда перепад давления превысит усилие дополнительной возвратной пружины;

- сложность сборки, громоздкость конструкции и низкая стабильность работы из-за пружины большого усилия сжатия и диаметра, склонных к «просаживанию» (снижению усилия сжатия при большом количестве циклов) и изменению характеристик от внешних температурных факторов;

- необходимость наличия насосного агрегата на устье скважины и большого количества воды для заполнения колонны труб, на которых спускается устройство.

Наиболее близким по технической сущности и достигаемому результату является «Перфоратор для скважины» (патент RU №2263767, Е21В 43/112, опубл. Бюл. №31 от 10.11.2005 г.), содержащий корпус с камерой, выполненный в виде клина с пазами и соединенный сверху с канатом, цилиндр с поршнем, расположенные в корпусе так, что подпоршневая полость сообщена с внутренним пространством скважины, а надпоршневая полость - с камерой корпуса, расположенной выше цилиндра, опору с радиальными пазами, резцы, установленные с возможностью перемещения в пазы клина и радиальные пазы опоры, отличающийся тем, что камера выполнена сборной из верхней и нижней частей, соединенных концентрично с возможностью герметичного осевого перемещения навстречу друг другу, при этом наружная поверхность нижней части камеры дополнительно оснащена самоуплотняющейся манжетой, пропускающей снизу вверх, а верхняя часть камеры, сообщенная сверху с внутренним пространством скважины, дополнительно оснащена толкателем с конической поверхностью, прижимающей самоуплотняющуюся манжету к стенкам скважины в рабочем положении, причем опора в верхней части снабжена внутренней выборкой под клин и выполнена из расположенных сверху вниз конической, цилиндрической частей и упора, при этом опора дополнительно оснащена якорным узлом, расположенным на ее цилиндрической части с возможностью осевого перемещения и состоящим из жестких центраторов с направляющим штифтом и подпружиненными внутрь плашками, выполненными с возможностью взаимодействия с конической частью опоры в рабочем положении, причем на наружной поверхности цилиндрической части опоры выполнены взаимодействующие с направляющим штифтом проточки, состоящие из осевых короткой и длинной частей, соединенных каналом так, что при осевом возвратно-поступательном перемещении якорного узла относительно опоры направляющий штифт будет поочередно располагаться в длинной и коротких осевых частях проточки.

Недостатками данного устройства являются

- возможность несанкционированного взаимодействия со стенками скважины, заполненной жидкостью, при подъеме устройства после перфорации стенок скважины, за счет самоуплотняющейся манжеты, не пропускающей сверху вниз, что затрудняет извлечение и может привести к обрыву каната;

- возможность несанкционированного срабатывания якорного узла при осевом возвратно-поступательном перемещении якорного узла относительно опоры направляющей, например, при «расхаживании» устройства в скважине;

- необходимость наличия насосного агрегата на устье скважины и большого количества воды для заполнения обсадной колонны труб скважины, имеющих низкий уровень скважинной жидкости;

- невозможность работы на депрессии (пониженном внутрискважинном давлении, полученным снижением уровня жидкости внутри скважины) и при не принимающих вскрытых пластах.

Технической задачей предлагаемого изобретения является создание надежного, срабатывающего (переходящего в рабочее положение) только в требуемом интервале, заполненном скважинной жидкостью, и вскрывающего каналы в стенках скважины без насосного агрегата на устье скважины и без необходимости завоза большого количества воды, в том числе и на депрессии.

Техническая задача решается перфоратором для скважины, соединенным сверху с тяговым элементом и содержащим корпус, выполненный в виде клина с пазами, цилиндр с поршнем, расположенные в корпусе так, что подпоршневая полость сообщена с внутренним пространством скважины, а надпоршневая полость - со сборной камерой корпуса, расположенной выше цилиндра и выполненной из верхней и нижней частей, соединенных концентрично с возможностью герметичного осевого ограниченного перемещения относительно друг друга, опору с радиальными пазами, снабженную выборкой под клин и выполненную из расположенных сверху вниз конической, цилиндрической частей и упора, резцы, установленные с возможностью перемещения в пазы клина и радиальные пазы опоры, якорный узел, расположенный на цилиндрической части опоры с возможностью осевого перемещения и состоящий из жестких центраторов с направляющим штифтом и подпружиненными внутрь плашками, выполненными с возможностью взаимодействия с конической частью опоры в рабочем положении, причем верхняя часть камеры сообщена сверху с внутренним пространством скважины, а нижняя - соединена с поршнем, при этом на наружной поверхности цилиндрической части опоры выполнены взаимодействующие с направляющим штифтом проточки, состоящие из осевых короткой и длинной частей, соединенных замкнутым фигурным каналом.

Новым является то, что тяговый элемент выполнен в виде колонны труб, а верхняя и нижняя части сборной камеры в транспортном положении совмещены, верхняя из которых зафиксирована срезными элементами относительно цилиндра, сообщена с внутренним пространством скважины через подпружиненный обратный клапан, открытый в транспортном положении, и выполнена с возможностью отсоединения от цилиндра после поворота на определенный угол - рабочее положение, при этом фигурный паз выполнен таким образом, что при неконтролируемом возвратно-поступательном перемещении якорного узла относительно опоры направляющий штифт будет расположен при перемещении вниз в короткой части - транспортное положение, а при контролируемом подъеме - меньшей высоты части фигурного паза, сообщенного непосредственно с длинной частью, переместится и будет расположен при перемещении вниз в длинной части - рабочее положение, причем внутреннее пространство поршня сообщено с внутренним пространством скважины через нижний всасывающий клапан.

Новым является также то, что количество последовательно соединенных поршней и цилиндров более одного.

На Фиг.1 изображен перфоратор с продольным разрезом.

На Фиг.2 изображен перфоратор с продольными осевым разрезом.

На Фиг.3 изображен развернутый вид проточек цилиндрической части опоры

На Фиг.4 изображено соединение верхней части сборного корпуса и цилиндра.

Перфоратор для скважины (на Фиг. не показана), соединенный сверху с тяговым элементом 1 (см. Фиг.1) колонной труб, содержит корпус 2 (см. Фиг.2), выполненный в виде клина 3 с пазами 4 (например, выполненными в виде «ласточкиного хвоста») и, цилиндр 5 (см. Фиг.1) с поршнем 6, расположенные в корпусе 2 так, что подпоршневая полость 7 сообщена с внутренним пространством скважины через отверстия 8, а надпоршневая полость 9 - со сборной камерой 10 корпуса 2, расположенной выше цилиндра и выполненной из верхней 11 и нижней 12 частей, соединенных концентрично с возможностью герметичного осевого ограниченного перемещения благодаря соответствующим упорам 13 и 14 относительно друг друга, опору 15 (см. Фиг.2) с радиальными пазами 16, снабженную выборкой 17 под клин 3 и выполненную из расположенных сверху вниз конической 18, цилиндрической 19 частей и упора 20, резцы 21, установленные с возможностью перемещения в пазы 4 клина 3 и радиальные пазы 16 опоры 15, якорный узел 22, расположенный на цилиндрической части 19 опоры 15 с возможностью осевого перемещения и состоящий из жестких центраторов 23 с направляющим штифтом 24 и поджатыми внутрь пружинами 25 плашками 26, выполненными с возможностью взаимодействия с конической частью 18 опоры 15 в рабочем положении.

Верхняя часть 11 (см. Фиг.1) камеры 10, сообщена сверху с внутренним пространством скважины (не показана), а нижняя 12 - соединена с поршнем 6. На наружной поверхности цилиндрической части 19 (см. Фиг.2) опоры 15 выполнены взаимодействующие с направляющим штифтом 24 проточки "а" (см. Фиг.3), состоящие из осевых короткой 27 и длинной 28 частей, соединенных замкнутым фигурным каналом 29. Верхняя 11 (см. Фиг.1) и нижняя 12 части сборной камеры 10 в транспортном положении совмещены, верхняя 11 из которых зафиксирована срезными элементами 30 относительно цилиндра 5, сообщена с внутренним пространством скважины через подпружиненный обратный клапан 31, открытый в транспортном положении благодаря стержню 32, закрепленному на нижней части 12, и выполнена с возможностью отсоединения от цилиндра 6 после поворота на определенный угол (рабочее положение) благодаря своим Г-образным открытым снизу пазам "б" (см. Фиг.4), взаимодействующим с дополнительным штифтом 33 поршня 5 (см. Фиг.1). Фигурный паз "а" (см. Фиг.3) выполнен таким образом, что при неконтролируемом возвратно-поступательном перемещении якорного узла 22 относительно опоры 15 направляющий штифт 24 будет расположен при перемещении вниз в короткой части 27 - транспортное положение, а при контролируемом подъеме, меньшей высоты L части 34 фигурного паза 29, сообщенного непосредственно с длинной частью 19, - переместится и будет расположен при спуске вниз в длинной части 28 - рабочее положение. Внутреннее пространство поршня 6 (см. Фиг.1) сообщено с внутренним пространством скважины через нижний всасывающий клапан 35.

Количество последовательно соединенных поршней 6 и цилиндров 5 для увеличения усилия перфорации стенок скважины может быть более одного (на практике определено, что достаточно трех последовательно соединенных поршней 6 и цилиндров 5 для перфорации толстостенных стенок скважин и двух - для остальных).

Префоратор работает следующим образом.

На колонне труб 1 устройство в транспортном положении спускают в скважину (не показана) в интервал перфорации (не показан), при этом жесткие центраторы 23 (см. Фиг.2) якорного узла 22 скользят по стенкам скважины. Если во время спуска происходят прихваты перфоратора, то его освобождают «расхаживанием» (возвратно-поступательным перемещением в скважине, обычно на величину 2-5 м). В результате при «расхаживании» направляющий штифт 24 (см. Фиг.3) будет находится в пределах замкнутого фигурного паза 29, а при дальнейшем спуске переместиться в короткую осевую часть 27 проточки "а". При спуске стержень 32 (см. Фиг.1) нижней части 12 сборной камеры 10 отжимает подпружиненный обратный клапан 31 верхней части 11, оставляя его открытым. В результате при погружении в скважинную жидкость (не показана) из межтрубного пространства (на Фиг. не показана) она через нижний всасывающий клапан 35 и открытый обратный клапан 31 заполняет внутренние полости сборной камеры 10, поршня 6 и надпоршневых полостей 9 цилиндра 5. Подпоршвенная полость 7 цилиндра 6 заполняется через отверстие 8. Упор 20 (см. Фиг.2) может оснащаться дополнительными механизмами (не показаны), например, дополнительными центраторами для ориентации перфоратора относительно стенок скважины или отклонителями для входа в боковые стволы скважины и т.п.

После достижения интервала перфорации перфоратор контролируемо приподнимают на высоту (на практике ≈1 м), меньшую высоты L (см. Фиг.3, на практике высота L составляет 1,5-1,8 м) части 34 фигурного паза 29, сообщенного непосредственно с длинной частью 19, в результате направляющий штифт 24 переместится и будет расположен при спуске вниз в длинной части 28. При этом якорный узел 22 (см. Фиг.2) зафиксирован относительно скважины взаимодействием с ее стенками, а цилиндрическая 19 и коническая 18 части опоры 15 перемещается вниз, до взаимодействия изнутри конической части 18 с плашками 26 и прижатия их к стенкам скважины. Затем колонну труб 1 (см. Фиг.1) разгружают на величину (2-3 т), достаточную для фиксации опоры 15 (см. Фиг.2) при помощи плашек 26 якорного узла 22 относительно стенок скважины. Затем колонну труб 1 (см. Фиг.1) поворачивают (по часовой стрелке для исключения отворота резьбовых соединений), разрушая срезные элементы 30, на определенный угол, достаточный для перемещения дополнительного штифта 33 (см. Фиг.4) в продольную часть 36 Г-образного паза "б", и приподнимают для выхода дополнительно штифта 33 через открытую часть из зацепления с пазом "б". При этом стержень 32 (см. Фиг.1) выходит из взаимодействия с подпружиненным обратным клапаном 31, закрывая его, а верхняя часть 11 сборной камеры 10 отсоединяется от поршня 5. После чего колонну труб 1 поворачивают на четверть оборота, для исключения входа в пазы "б" дополнительных штифтов 33 при возвратно-поступательном перемещении верхней части 11 относительно нижней 12. После проведения этих операций перфоратор переходит в рабочее положение.

Для вскрытия (перфорации) стенок скважины колонне труб 1 придают возвратно-поступательное перемещение вместе с верхней частью 11 сборной камеры 10 на высоту, не превышающую длину Н, равную расстоянию между упорами 13 и 14 соответственно верхней 11 и нижней 12 частей при опоре нижнего торца 37 верхней части 11 в дополнительные штифты 33 (определяется резким снижением веса колонны труб на устье скважины). При ходе вверх верхней части 11 относительно нижней 12 внутренний объем сборной камеры 10 увеличивается на объем V:

где V - объем всасываемой скважинной жидкости, м³;

D - диаметр внутренней полости нижней части 12 сборной камеры 10, м²;

Н - максимальная длина хода верхней части 11 относительно нижней 12, м.

В результате скважинная жидкость из межтрубного пространства через нижний всасывающий клапан 35 объемом V поступает во внутреннюю полость поршня 6. При ходе вниз верхней части 11 относительно нижней 12 внутренний объем сборной камеры 10 уменьшается под весом колонны труб 1 на тот же объем V, закачивая скважинную жидкость, находящуюся внутри, в надпоршневую полость 9 цилиндра 5. Тем самым поршень 6 смещается вниз вместе с клином 3 (см. Фиг.2) корпуса 2, который, входя в выборку 17 опоры 15, раздвигает резцы 21, перемещающиеся по радиальным пазам 16. Возвратно-поступательные перемещения повторяются до вскрытия резцами 21 стенок скважины. Суммарный объем скважинной, закаченный в надпоршневую полость 9 (см. Фиг.1) цилиндра 5, должен быть не меньше максимального объема надпоршневой полости 9:

где V_max - максимальный объем надпоршневой полости 9, м;

n - количество возвратно-поступательных повторений, раз;

V - объем всасываемой скважинной жидкости, м³. Количество повторений n может быть определено заранее, исходя из формулы (2).

В случаях, когда вскрытие стенок скважины уже произошло, а количество возвратно-поступательных перемещений верхней части 11 относительно нижней 12 внутренний продолжается, в надпоршневой полости 9 может возникнуть критическое давление, приводящее к деформации стенок скважины или разрушению поршней 6 или цилиндров 5, когда поршень 6 взаимодействует своим нижним торцом с цилиндром 5. Для исключения подобных ситуаций подпружиненный обратный клапан 31 рассчитан на давление меньшее критичного (приводящего к разрушению перфоратора или стенок скважины), он открывается и сбрасывает избыточное давление (на практике применялся подпружиненный обратный клапан 31, рассчитанный на величину максимального избыточного давления равного 14 МПа).

После вскрытия колонну труб 1 приподнимают вверх до взаимодействия упоров 13 и 14 верхней 11 и нижней 12 частей сборной камеры 10. После чего на устье скважины растет нагрузка на подъем колонны труб 1, нижняя часть 12, увлекаемая вверх верхней частью 11 с колонной труб 1, возвращает поршни 6 в исходное состояние (транспортное положение). При этом жидкость из надпоршневой части 9 поршня стравливается через подпружиненный обратный клапан 31, а клин 3 (см. Фиг.2) корпуса 2 под действием поршня 6 (см. Фиг.1) также возвращается в транспортное положение, извлекая резцы 21 (см. Фиг.2) при помощи пазов 4 из стенок скважины по радиальным пазам 16 опоры 15. После возвращения резцов 21, поршней 6 (см. Фиг.1) и цилиндров 5 перфоратора в транспортное положение подъем колонны труб 1 продолжают. При этом на устье скважины возрастает нагрузка на подъем колонны труб 1 до выхода клиновой части 18 (см. Фиг.2) опоры 15 из взаимодействия с плашками 26, которые возвращаются в исходное состояние под действием пружин 25, освобождая опору 15 и весь перфоратор от фиксации относительно стенок скважины. Это фиксируется падением нагрузки на подъем колонны труб 1 (см. Фиг.1).

Затем перфоратор перемещают в верхний интервал перфорации, или извлекают, или, подняв на величину, большую L (см. Фиг.3), перемещают в нижний интервал перфорации. При подъеме перфоратора направляющий штифт 24 располагается в нижней части фигурного паза 29, а при спуске - в короткой осевой проточке 27. По достижении верхнего интервала перфорации перфоратор поднимают выше интервала перфорации, после чего его спускают в требуемый интервал для перехода направляющего штифта 24 в короткую осевую проточку 27. При достижении нижнего интервала перфорации перфоратор устанавливают сразу в требуемом интервале. Затем операции установки перфоратора идентичны: контролируя приподнимают перфоратор на высоту (на практике ≈1 м), меньшую высоты L части 34 фигурного паза 29, сообщенного непосредственно с длинной частью 19, и спускают вниз, в результате направляющий штифт 24 переместится и будет расположен в длинной части 28. При этом якорный узел 22 (см. Фиг.2) зафиксирован относительно скважины взаимодействием с ее стенками, а цилиндрическая 19 и коническая 18 части опоры 15 перемещается вниз, до взаимодействия изнутри конической части 18 с плашками 26 и прижатия их к стенкам скважины. Затем колонну труб 1 (см. Фиг.1) разгружают на величину (2-3 т), достаточную для фиксации опоры 15 (см. Фиг.2) относительно стенок скважины. После чего стенки скважины перфорируют резцами 21 аналогично вышеописанному.

После завершения вскрытия стенок скважины перфоратор переводят в транспортное положение и извлекают из скважины. При подъеме из скважины во время возможных прихватов допустимо «расхаживание» колонны труб с перфоратором без возможности перехода последнего в рабочее положение.

Количество последовательно соединенных поршней 6 и цилиндров 5 для увеличения усилия перфорации стенок скважины, на практике использовались двух- и трехцилиндровые перфораторы.

Предлагаемая конструкция перфоратора для скважины надежна благодаря защите от несанкционированного перехода в рабочее положение, не требует применения на устье скважины насосного агрегата и большого количества жидкости для заполнения межтрубного пространства скважины или внутритрубного пространства колонны труб за счет использования только находящейся в интервале перфорации скважинной жидкости (в том числе и на депрессии), что очень важно при перфорации поглощающих пластов.