ПЕРФОРАТОР ДЛЯ РАБОТЫ В СКВАЖИНАХ С НИЗКИМ ПЛАСТОВЫМ ДАВЛЕНИЕМ И/ИЛИ В РЕЖИМЕ ДЕПРЕССИИ
PERFORATOR FOR OPERATION IN WELLS WITH LOW FORMATION PRESSURE AND/OR IN DEPRESSION MODE

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, а именно к устройствам для вскрытия обсадной колонны скважины с низким пластовым давлением и/или в режиме депрессии.
Известно «Устройство для перфорации ствола скважины с низким пластовым давлением» (патент RU №2312977, Е21В 43/11, опубл. Бюл. №35 от 20.12.2007), спускаемое на колонне труб, включающее трубчатый корпус, соединенный с поршнем и клиновым толкателем с резцедержателями и рабочими резцами, опорный корпус, взаимодействующий снизу с резцедержателями, пусковой золотниковый корпус, установленный с возможностью продольного перемещения относительно трубчатого корпуса, и кожух, соединенный жестко с опорным корпусом и установленный снаружи поршня с возможностью герметичного продольного перемещения относительно него вверх, отличающееся тем, что трубчатый корпус и золотниковый корпус соединены жестко соответственно с поршнем и с колонной труб, а в верхней части трубчатый корпус снабжен радиальными каналами, выполненными с возможностью герметичного перекрытия золотниковым корпусом при его перемещении вниз, при этом кожух зафиксирован относительно поршня срезным элементом и сверху снабжен технологическим цилиндрическим патрубком, герметично охватывающим трубчатый корпус и оснащенный снаружи на верхнем конце расширяющимся вверх конусным выступом, причем цилиндрический патрубок оснащен якорем с возможностью возвратно-поступательного и вращательного перемещения, состоящим из корпуса с направляющим штифтом, подпружиненных наружу центраторов с поджатыми внутрь плашками, выполненными с возможностью взаимодействия с конусным выступом в рабочем положении, при этом на наружной поверхности цилиндрического патрубка выполнены взаимодействующие с направляющим штифтом проточки, состоящие из продольных короткого и длинного пазов, соединенных фигурными пазами, верхний из которых, соединенный со средней частью продольного длинного паза, оснащен технологической выборкой так, что при неконтролируемом возвратно-поступательном перемещении якоря относительно цилиндрического патрубка направляющий штифт располагается вне верхней части продольного длинного паза, а при расчетном ограниченном перемещении якоря вниз относительно цилиндрического патрубка с последующим подъемом направляющий штифт будет располагаться в верхней части продольного длинного паза - рабочее положение.
Недостатками данного устройства являются:
1. большие изгибающие при перфорации на устройство нагрузки, которые могут привести к преждевременному выходу его из строя, возникающие из-за того, что фиксируется перед перфорацией верхняя часть устройства, а нижняя, принимающая основную нагрузку при перфорации, - находится в свободном положении;
2. необходимость постоянного залива жидкости после каждой установки устройства, так как жидкость из колонны труб полностью сливается в скважины при извлечении резцов из стенок скважины, что приводит к лишним затратам;
3. невозможность контроля над взаимным расположением поршня и кожуха после разрушения срезного элемента, что может привести к трению резцов о стенки скважины при переустановке устройства и преждевременному их выходу из строя, что приводит к дополнительным затратам на изготовление резцов и их замену.
Наиболее близким по технической сущности и достигаемому результату является «Устройство для перфорации ствола скважины с низким пластовым давлением» (патент RU №2315176, Е21В 43/11, опубл. Бюл. №02 от 20.01.2008), спускаемое на колонне труб, включающее трубчатый корпус, соединенный с поршнем, поджатым пружиной вверх, и клиновым толкателем с резцедержателями и рабочими резцами, опорный корпус, взаимодействующий снизу с резцедержателями, пусковой золотниковый корпус, установленный с возможностью продольного перемещения относительно трубчатого корпуса, и кожух, соединенный жестко с опорным корпусом и установленный снаружи поршня с возможностью герметичного продольного перемещения относительно него вверх, отличающееся тем, что трубчатый корпус и золотниковый корпус соединены жестко соответственно с поршнем и с колонной труб, а в верхней части трубчатый корпус снабжен радиальными каналами, выполненными с возможностью герметичного перекрытия золотниковым корпусом при его перемещении вниз, при этом кожух снабжен сверху цилиндрическим патрубком, герметично охватывающим трубчатый корпус и оснащенным снаружи на верхнем конце расширяющимся вверх конусным выступом, причем цилиндрический патрубок оснащен якорем, установленным с возможностью возвратно-поступательного и вращательного перемещения, состоящим из корпуса с направляющим штифтом, подпружиненных наружу центраторов с поджатыми внутрь плашками, выполненными с возможностью взаимодействия с конусным выступом в рабочем положении, при этом на наружной поверхности цилиндрического патрубка выполнены взаимодействующие с направляющим штифтом проточки, состоящие из продольных короткого и длинного пазов, соединенных фигурными пазами, верхний из которых, соединенный со средней частью длинного паза, оснащен технологической выборкой так, что при неконтролируемом возвратно-поступательном перемещении якоря относительно цилиндрического патрубка направляющий штифт располагается вне верхней части длинного паза, а при расчетном ограниченном перемещении якоря вниз относительно цилиндрического патрубка с последующим подъемом направляющий штифт будет располагаться в верхней части длинного паза - рабочее положение, при этом золотниковый корпус выполнен с возможностью взаимодействия с конусным выступом цилиндрического патрубка при его перемещении вниз относительно трубчатого корпуса.
Недостатками данного устройства являются:
1. большие изгибающие при перфорации на устройство нагрузки, которые могут привести к преждевременному выходу его из строя, возникающие из-за того, что фиксируется перед перфорацией верхняя часть устройства, а нижняя, принимающая основную нагрузку при перфорации, - находится в свободном положении;
2. необходимость постоянного залива жидкости после каждой установки устройства, так как жидкость из колонны труб полностью сливается в скважины при извлечении резцов из стенок скважины, что приводит к лишним затратам;
3. конструктивная невозможность использования более одной возвратной пружины, что может привести при выходе ее из строя к трению резцов о стенки скважины при переустановке устройства и преждевременному их выходу из строя, что приводит к дополнительным затратам на изготовление резцов и их замену.
Технической задачей изобретения является создание перфоратора, работающего в режиме депрессии и/или при низком пластовом давлении, надежного за счет фиксации и центрирования нижней части и дублирования пружины и дешевого в эксплуатации за счет исключения потерь жидкости при перестановках.
Техническая задача решается перфоратором для работы в скважинах с низким пластовым давлением и/или в режиме депрессии, спускаемым на колонне труб, включающим трубчатый корпус с радиальными каналами в верхней части, опорный корпус с клиновым толкателем, оснащенным резцедержателями с рабочими резцами, поршень, соединенный штоком с клиновым толкателем и поджатый пружиной вверх от наружного кожуха, установленного снаружи поршня с возможностью герметичного продольного перемещения относительно него вверх и соединенного жестко с опорным корпусом, который выполнен с возможностью взаимодействия снизу с резцедержателями, пусковой золотниковый корпус, установленный с возможностью продольного перемещения вниз относительно трубчатого корпуса с герметичным перекрытием его радиальных каналов, и жестко соединенный с колонной труб, и цилиндрический патрубок, оснащенный снаружи на верхнем конце расширяющимся вверх конусным выступом и якорем, установленным с возможностью возвратно-поступательного и вращательного перемещения, состоящим из корпуса с направляющим штифтом, подпружиненных наружу центраторов с поджатыми внутрь плашками, выполненными с возможностью взаимодействия с конусным выступом в рабочем положении, при этом на наружной поверхности цилиндрического патрубка выполнены взаимодействующие с направляющим штифтом проточки, состоящие из продольных короткого и длинного пазов, соединенных фигурными пазами, верхний из которых, соединенный со средней частью длинного паза, оснащен технологической выборкой так, что при неконтролируемом возвратно-поступательном перемещении якоря относительно цилиндрического патрубка направляющий штифт располагается вне верхней части длинного паза, а при расчетном ограниченном перемещении якоря вниз относительно цилиндрического патрубка с последующем подъемом направляющий штифт будет располагаться в верхней части длинного паза - рабочее положение.
Новым является то, что цилиндрический патрубок конусным расширением жестко снизу соединен с опорным корпусом, трубчатый корпус оснащен снизу пластинчатым наружным упором, а ниже радиальных каналов - кольцевым наружным ограничителем, выполненным с возможностью взаимодействия снизу с кожухом, а сверху - с золотниковым корпусом, причем трубчатый корпус сверху заглушен, а ниже заглушенной части и выше радиальных каналов - снабжен радиальными отверстиями, выполненными с возможностью герметичного перекрытия при перемещении вверх золотникового корпуса относительно трубчатого корпуса, который вставлен телескопически в поршень, в штоке которого выполнены продольные радиальные вырезы под пластинчатый упор трубчатого корпуса, при этом кожух выше опорного корпуса снабжен внутри кольцевым упором, шток поршня ниже продольных вырезов - наружным кольцевым выступом, а пружина установлена между наружным выступом штока и кольцевым упором кожуха, а дополнительная пружина установлена между пластинчатым упором и поршнем снаружи штока.
На фиг.1 изображена верхняя часть перфоратора с частичным продольным разрезом.
На фиг.2 изображена нижняя часть перфоратора с частичным продольным разрезом.
На фиг.3 изображена фигурная проточка "а" цилиндрического патрубка.
Перфоратор для работы в скважинах с низким пластовым давлением и/или в режиме депрессии, спускаемый на колонне труб 1 (фиг.1), включает трубчатый корпус 2 с радиальными каналами 3 в верхней части, опорный корпус 4 (фиг.2) с клиновым толкателем 5, оснащенным резцедержателями 6 (вставленного в продольные пазы клинового толкателя 5, например, соединением «ласточкин хвост») с рабочими резцами 7, поршень 8 (фиг.1), соединенный штоком 9 с клиновым толкателем 5 (фиг.2) и поджатый пружиной 10 (фиг.1 и 2) вверх от наружного кожуха 11, установленного снаружи поршня 8 (фиг.1) с возможностью герметичного продольного перемещения относительно него вверх и соединенного жестко с опорным корпусом 4 (фиг.2), который выполнен с возможностью взаимодействия снизу с резцедержателями 6, пусковой золотниковый корпус 12 (фиг.1), установленный с возможностью продольного перемещения вниз относительно трубчатого корпуса 2 с герметичным перекрытием его радиальных каналов 3 и жестко соединенный с колонной труб 1, и цилиндрический патрубок 13 (фиг.2), оснащенный снаружи на верхнем конце расширяющимся вверх конусным выступом 14 и якорем 15, установленным с возможностью возвратно-поступательного и вращательного перемещения. Якорь 15 состоит из корпуса 16 с направляющим штифтом 17, поджатых пружинами 18 наружу центраторов 19 с поджатыми (например, пружинным кольцом 20) внутрь плашками 21, выполненными с возможностью взаимодействия с конусным выступом 14 в рабочем положении. На наружной поверхности цилиндрического патрубка 13 выполнены взаимодействующие с направляющим штифтом 17 проточки 22 (фиг.3), состоящие из продольных короткого 23 и длинного паза 24, соединенных фигурными пазами 25 и 26, верхний из которых 25, соединенный со средней частью продольного длинного паза 24, оснащен технологической выборкой 27, так что при неконтролируемом возвратно-поступательном перемещении корпуса 16 якоря 15 относительно цилиндрического патрубка 13 направляющий штифт 17 располагается вне верхней части 27 продольного короткого паза 23, а при расчетном ограниченном перемещении корпуса 16 якоря 15 вниз относительно цилиндрического патрубка 13 с последующим подъемом направляющий штифт 17 будет располагаться в верхней части 28 продольного длинного паза 24 - рабочее положение. Цилиндрический патрубок 13 (фиг.2) конусным расширением 14 жестко снизу соединен с опорным корпусом 4. Трубчатый корпус 2 (фиг.1) оснащен снизу пластинчатым наружным упором 29, а ниже радиальных каналов 3 - кольцевым наружным ограничителем 30, выполненным с возможностью взаимодействия снизу с кожухом 10, а сверху - с золотниковым корпусом 12. Трубчатый корпус 2 сверху заглушен 31, а ниже заглушенной части 31 и выше радиальных каналов 3 - снабжен радиальными отверстиями 32, выполненными с возможностью герметичного перекрытия золотниковым корпусом 11 при его перемещении вверх относительно трубчатого корпуса 2. Трубчатый корпус 2 вставлен телескопически в поршень 8, в штоке 9 которого выполнены продольные радиальные вырезы 33 под пластинчатый упор 29 трубчатого корпуса 2. Кожух 11 (фиг.2) выше опорного корпуса 4 снабжен внутри кольцевым упором 34. Шток 9 (фиг.1) поршня 8 ниже продольных вырезов оборудован наружным кольцевым выступом 35. Пружина 10 установлена между наружным выступом 35 штока 9 и кольцевым упором 34 (фиг.2) кожуха 11. Дополнительная пружина 36 (фиг.1) размещена между пластинчатым упором 29 и поршнем 8 снаружи штока 9. Для исключения радиального биения дополнительной пружины 36 сверху и снизу установлены опоры 37. Для увеличения усилия перфорации кожух 11 может быть выполнен сборным с несколькими отсеками 38 под дополнительные поршни 39. Для исключения несанкционированного перетока жидкости перфоратор снабжен уплотнительными кольцами 40, 41, 42, 43, 44, 45, 46 и 47. Перемещение вверх золотникового корпуса 12 по трубчатому корпусу 2 ограничивается упором 48. Во время спуска и работы устройства перегородка 49 трубчатого корпуса 2, расположенная выше пластинчатого упора 29, исключает гидравлическую связь внутренних отсеков 38 кожуха 11 с внутрискважинным пространством (на фиг. не показано).
Перфоратор работает следующим образом.
Данный перфоратор может быть использован как в скважинах с низким пластовом давлением, так и в скважинах, вскрываемым в режиме депрессии, а также для скважин с низким пластовом давлением, вскрываемым в режиме депрессии. При необходимости создания депрессии (в целях повышения продуктивности вскрываемого пласта) в скважине (на фиг.1, 2 и 3 не показаны) снижают уровень жидкости ниже гидростатического уровня пластового давления (определяют геологическими исследованиями при бурении скважины) воздушным компрессором или свабированием еще до спуска перфоратора. Перфоратор в сборе (см. фиг.1 и 2) на конце колонны труб 1 спускают в заданный интервал перфорации ствола скважины, при этом в процессе спуска перфоратора в скважину поджатые наружу пружинами 18 (фиг.2) центраторы 19 якоря 15 имеют возможность контактировать с внутренними стенками ствола скважины (на фиг.1, 2, 3 не показаны), центрируя нижнюю часть перфоратора, и совершать возвратно-поступательное перемещение с корпусом 16 относительно цилиндрического патрубка 13. Причем направляющий штифт 17, ввернутый в корпус 16, перемещается из технологической выборки 27 (фиг.3) проточек 22 сначала в нижнюю часть продольного длинного паза 24, а затем через нижний фигурный паз 26, в продольный короткий паз 23 и далее вверх через верхний фигурный паз 25 направляющий штифт 17 попадает обратно в технологическую выборку 27. Таким образом, в процессе возвратно-поступательного перемещения корпуса 16 (фиг.2) якоря 15 относительно цилиндрического патрубка 13 направляющий штифт 17 (фиг.3) перемещается на высоту не менее чем L (на практике равную 1 метр) и не попадает в верхнюю часть 28 продольного длинного паза 24, что исключает контакт поджатых внутрь плашек 21 (фиг.2) якоря 15 с конусным выступом 14 цилиндрического патрубка 13, и, следовательно, не происходит преждевременное срабатывание перфоратора при спуске его в скважину, что исключает аварийные ситуации в скважине.
Достигнув заданного интервала перфорации ствола скважины производят подъем колонны труб 1 (фиг.1) на расчетную высоту, меньшую L (например, 0,5 м) (фиг.3), и опускают, при этом якорь 15 (фиг.2) остается неподвижным относительно устройства благодаря тому, что подпружиненные наружу посредством пружин 18 центраторы 19 находятся в контакте с внутренними стенками ствола скважины, при этом остальные детали устройства совершают возвратно-поступательное перемещение относительно якоря 15.
При этом в процессе подъема направляющий штифт 17 (фиг.3) перемещается вниз из технологической выборки 27 через верхний фигурный паз 25 в среднюю часть продольного длинного паза 24 и при последующем спуске направляющий штифт 17 перемещается из средней части продольного длинного паза 24 в его верхнюю часть 28, при этом поджатые внутрь плашки 21 (фиг.2) своей внутренней поверхностью вступают во взаимодействие с конусным выступом 14 цилиндрического патрубка 13, занимая рабочее положение, центрируя и фиксируя опорный корпус 4. Спуск колонны труб 1 (фиг.1) продолжают, при этом золотниковый корпус 12 смещается вниз до тех пор, пока не упрется в наружный ограничитель 30, при этом радиальные каналы 3 трубчатого корпуса 2 герметично посредством уплотнительных элементов 40 перекрываются золотниковым корпусом 12, а его радиальные отверстия 32 открываются и сообщаются с колонной труб 1.
Далее происходит разгрузка колонны труб 1 (фиг.1) через золотниковый корпус 12, наружный ограничитель 30 трубчатого корпуса 2, опирающегося на кожух 11, кожух 11, опорный корпус 4 (фиг.2) и конусный выступ 14 цилиндрического патрубка 13 на якорь 15, поджатые внутрь плашки 21 которого дожимаются к внутренним стенкам ствола скважины под весом колонны труб 1 (фиг.1), при этом на устьевом индикаторе веса (на фиг.1 не показан) фиксируется падение веса колонны труб 1. После чего производят заполнение колонны труб 1 жидкостью. Если глубина перфорации ствола скважины с низким пластовым давлением и/или производимая в режиме депрессии большая, то перфорация (вскрытие пласта) происходит за счет разницы в уровнях жидкости в колонне труб 1 и в скважине, которая создает в них перепад давлений, передающийся из колонны труб через радиальные отверстия 32, трубчатый корпус 2 в отсеки 38 над поршнями 8 и 39 (при их наличии). На практике для перфорации обсадной колонны скважины диаметром 146 мм перфоратором с одним поршнем 8 достаточно разности в уровнях в колонне труб 1 и в скважине 1600÷2000 м, с двумя поршнями 8 и 39 - 1100÷1500 м, с тремя поршнями - 550÷750 м. Если же перепада давлений недостаточно для перфорации обсадной колонны после долива технологической жидкости колонны труб 2, необходимо для осуществления перфорации применить насосный агрегат (на фиг. не показан) для создания давления в отсеках 38 над поршнями 8 и 39 (при их наличии). В результате поршни 8 и 39 с клиновым толкателем 5 (фиг.2) перемещаются вниз относительно кожуха 11 и опорного корпуса 4 соответственно, сжимая пружины 10 и 36 (фиг.1). При этом резцедержатели 6 (фиг.2) с рабочими резцами 7, удерживаемые от продольного перемещения опорным корпусом 4, под действием клинового толкателя 5 расходятся в стороны, вскрывая обсадную колонну - ствол (на фиг. не показан) скважины. По завершении вскрытия уплотнения 47 (фиг.1) переместятся выше поршня 8, сообщая полость трубчатого корпуса 2 выше перегородки 49 с внутрискважинным пространством технологическими отверстиям 50 (фиг.2) штока 9, что отметится падением давления на устьевом манометре (на фиг. не показан) и будет свидетельствовать, что перфоратор сработал. После чего закачку жидкости в колонну труб 1 (фиг.1) прекращают. Из-за того что опорный корпус 4 (фиг.2) зафиксирован и отцентрован якорем 15 от продольных перемещений, связанных с перепадами давлений в колонне труб 1 (фиг.1), и радиальных перемещений, связанных с различными скоростями вскрытия скважины резцами 7 (фиг.2) (одновременного вскрытия резцами 7 обсадных колонн не наблюдалось ни разу при различных испытаниях перфоратора), на конструктивные элементы перфоратора не действуют дополнительные изгибающие и растягивающие усилия, что в совокупности продлевает его межремонтные периоды и срок службы в среднем в 1,5 раза относительно аналогичных перфораторов.
Для извлечения колонну труб 1 (фиг.1) приподнимают вверх вместе с золотниковым корпусом 12 до упора 48, перекрывая радиальные отверстия 32 и открывая для сброса давления внутри перфоратора радиальные каналы 3. Так как трубчатый корпус 2 заглушен 31 сверху, то слива жидкости из колонны труб 1 не происходит, что позволяет не производить ее долив или доливать только незначительное количество при следующих установках перфоратора. Далее колонна труб 1 поднимается вместе трубчатым корпусом 2, при этом пластинчатый упор 29 упрется в верхнюю кромку радиального выреза 33 штока 9, вытягивая поршень 8 и поршни 39 (при наличии) вверх с клиновым толкателем 5 (фиг.2) относительно кожуха 11 (фиг.1) и опорного корпуса 4 (фиг.2), удерживаемых рабочими резцами 7 и якорем 15 относительно вскрытых стенок скважины. В результате рабочие резцы 7, соединенные резцедержателями 6 с клиновым толкателем 5 (соединением «ласточкин хвост» или Т-образным соединением - на фиг. не показаны), будут втягиваться внутрь опорного корпуса 4 и из стенок обсадной колонны. Так как трубчатый корпус 2 (фиг.1) находится в верхнем положении относительно поршня 8, а уплотнения 47 - выше поршня 8, жидкость из надпоршневого пространства отсеков 38 кожуха 11 сливается во внутрискважинное пространство. После выхода рабочих резцов 7 из стенок обсадной колонны поршень 8 (фиг.1) под действием пружины 10, опирающейся на наружный выступ 35 штока 9 и кольцевой упор 34 (фиг.2), и дополнительной пружины 36, размещенной между пластинчатым упором 29 и поршнем 8, переместятся вверх относительно кожуха 11, который под действием дополнительной возвратной пружины 36 переместится вверх по трубчатому корпусу 2 до упора в ограничитель 30. Пружины 10 и 36 подбираются так, что каждая в отдельности может вернуть поршни 8 и 39 в верхнее положение относительно кожуха 11, поэтому при поломке одной из них (одновременная поломка обоих пружин маловероятна и на практике не встречалась ни разу) перфоратор сохраняет свою работоспособность из-за разгрузки колонны труб 1 на якорь 15 (фиг.2) перед вскрытием пласта скважины.
При последующем подъеме колонны труб 1 (фиг.2) конусный выступ 14 цилиндрического патрубка 13 вместе с кожухом 11 и опорным корпусом 4 вытягивается из плашек 21, взаимодействующих со стенками скважины, которые под действием пружинного кольца 20 сжимаются внутрь, освобождая корпус 16 якоря 15, что фиксируется индикатором веса на устье скважины. Корпус 16 якоря 15 при дальнейшем подъеме колонны труб 1 (фиг.1) из-за взаимодействия центраторов 19 со стенками скважины опускается вниз относительно цилиндрического патрубка 13, при этом направляющий штифт 17 из верхней части 28 продольного длинного паза 24 перемещается вниз и через нижний фигурный паз 26 попадает в продольный короткий паз 23.
В результате перфоратор переходит в транспортное положение и готово для установки и работы в новом интервале скважины или для извлечения из скважины.
Предлагаемый перфоратор, работающий в режиме депрессии и/или при низком пластовом давлении, надежен за счет фиксации и центрирования нижней части и дублирования пружины, снижая время до выхода из строя и межремонтного периода в среднем в 1,5 раза и уменьшая вероятность потери работоспособности в скважинных условиях к минимуму, и дешев в эксплуатации за счет исключения потерь жидкости при перестановках, особенно при использовании его в глубоких (1000-2000 м) и сверхглубоких (свыше 2000 м) скважинах.