УСТРОЙСТВО ДЛЯ ОЧИСТКИ ЗАБОЯ СКВАЖИНЫ

Полезная модель относится к технике и технологии добычи углеводородов и предназначена для очистки ствола добывающей, нагнетательной или артезианской скважины, в частности от отложений (например, проппанта ГРП, песка, шлама, механических примесей, кольматанта и т.д.), а также для очистки верхней части аварийного оборудования, ликвидации осложнений при проведении текущего и капитального ремонта скважин.
Известно УСТРОЙСТВО ДЛЯ ОЧИСТКИ ЗАБОЯ СКВАЖИНЫ (см. патент РФ №2068078), включающее связанный с колонной труб корпус по крайней мере с одним окном для сообщения полости корпуса с внешним пространством, хвостовик, связанный с корпусом и оснащенный рабочим наконечником, и перекрывающий окно корпуса клапан. При этом оно снабжено полым штоком, связанным с колонной труб и установленным в корпусе с возможностью ограниченного осевого перемещения, и кожухом с внутренними кольцевыми верхним и нижним опорными выступами, при этом полый шток имеет в верхней части опорный наружный кольцевой выступ, ответный верхнему кольцевому опорному выступу кожуха, и участок с перфорационными отверстиями, корпус имеет в верхней части опорный наружный кольцевой выступ, ответный внутреннему кольцевому нижнему опорному выступу кожуха для обеспечения относительного взаимного осевого перемещения кожуха, корпуса и полого штока, причем участок полого штока с перфорационными отверстиями изолирован от полости корпуса в исходном положении устройства, а перекрывающий окно корпуса клапан выполнен подпружиненным.
Недостатком первого аналога являются ограниченные возможности, связанные с невозможностью совмещения ремонтных работ с гидроразрывом пласта (ГРП), а также большой длительностью проведения ремонтных работ, связанной с необходимостью многократного спуска-подъема устройства в забой для проведения очистных работ.
Известно также УСТРОЙСТВО ДЛЯ ОЧИСТКИ ЗАБОЯ СКВАЖИНЫ (см. патент РФ №2068079), включающее связанные с колонной труб корпус по крайней мере с одним окном для сообщения полости корпуса с внешним пространством и полый шток, установленный в корпусе с возможностью ограниченного осевого перемещения, хвостовик, связанный с корпусом и выполненный с возможностью взаимодействия с забоем скважины, подпружиненный клапан, размещенный в корпусе для перекрытия его окна в исходном положении устройства, и пакер, установленный на корпусе. При этом хвостовик и полый шток имеют участки с перфорационными отверстиями, величина ограниченного осевого перемещения полого штока равна длине его участка с перфорационными отверстиями, при этом упомянутый участок с перфорационными отверстиями полого штока изолирован от полости корпуса в исходном положении устройства.
Недостатками второго аналога также как и первого аналога являются ограниченные возможности, связанные с невозможностью совмещения ремонтных работ с гидроразрывом пласта (ГРП), а также большой длительностью проведения ремонтных работ, связанной с необходимостью многократного спуска-подъема устройства в забой для проведения очистных работ.
Ближайшим из аналогов является УСТРОЙСТВО ДЛЯ ОЧИСТКИ ЗАБОЯ СКВАЖИНЫ (см. патент РФ №2173380), включающее желонку, в корпусе которой размещена нагнетательная полость, клапан, полый шток, соединенный с колонной насосно-компрессорных труб, в нижней ее части, и приемную камеру, имеющую приемную полость и клапан в виде заслонки. Комплекс дополнительно содержит контейнер со шламосборной полостью, соединенный с приемной камерой, плунжерный насос с нагнетательным и всасывающим клапанами, с полостями, соответственно, и с межклапанной полостью между ними, соединенный в верхней части с желонкой. В корпусе желонки выполнены сквозные отверстия. Нагнетательные полости желонки и насоса образуют единый нагнетательный канал, сообщенный с отверстиями в корпусе желонки при закрытых нагнетательном клапане насоса и клапане желонки и сообщенный с полым штоком желонки и колонной насосно-компрессорных труб при открытом клапане желонки. Плунжерный насос соединен в нижней части с контейнером. Шламосборная полость контейнера, всасывающая и межклапанная полости насоса образуют единый сборный канал, сообщенный с приемной камерой при закрытом нагнетательном клапане насоса и открытых всасывающем клапане насоса и заслонке клапана приемной камеры и сообщенный с нагнетательным каналом, полым штоком желонки и колонной насосно-компрессорных труб при открытых нагнетательном и всасывающем клапанах насоса, клапане желонки и заслонке клапана приемной камеры.
Недостатками ближайшего аналога также как и первого и второго аналогов являются ограниченные возможности, связанные с невозможностью совмещения ремонтных работ с гидроразрывом пласта (ГРП), а также большой длительностью проведения ремонтных работ, связанной с необходимостью многократного спуска-подъема устройства в забой для проведения очистных работ.
Кроме того из-за большой длительности проведения ремонтных работ, промывочная жидкость, находящаяся в скважине может привести к набуханию глин в пластах призабойной зоны, что ухудшает качество ремонтных работ, а следовательно и производительность скважины после проведенного ремонта.
Технической задачей, вытекающей из уровня техники, является расширение ее возможностей за счет возможности совмещения очистки скважины с предварительным выполнением гидроразрыва пласта (ГРП), что позволяет сократить суммарные затраты времени на ремонт скважины, а также повысить качество проводимых ремонтных работ.
Указанная техническая задача решается за счет того, что заявляемое устройство для очистки забоя включает в себя технологическое оборудование для проведения текущего и капитального ремонта скважин, эксплуатационную колонну, насосно-компрессорные трубы. При этом дополнительно введена базовая часть с пакером, а также модульная часть с бурильной насадкой, в которой выполнен центральный канал, связанный с полостью насосно-компрессорных труб.
Устройство работает следующим образом. На первом этапе
1. С помощью оборудования текущего и капитального ремонта скважин в эксплуатационную колонну спускается базовая часть (насосно-компрессорные трубы, пакер ГРП, бурильная насадка), при этом бурильная насадка находится в транспортном положении.
2. Установка пакера ГРП в заданном интервале эксплуатационной колонны.
3. При проведении гидравлического разрыва пласта (ГРП) через бурильную насадку в скважину закачивается под давлением (300-400 атм) гель с проппантом, который и осуществляет ГРП.
4. После окончания гидравлического разрыва пласта (ГРП) происходит технологический отстой для распада геля до состояния технической воды и оседания остатков проппанта на текущий забой.
На втором этапе производится очистка забоя скважины.
5. Для очистки скважины от остатков проппанта в скважину через межтрубное пространство подается промывочная жидкость, которая через центральный прямопроходной канал бурильной насадки попадает в колонну НКТ. При этом создается непрерывный процесс циркуляции промывочной жидкости (обратная промывка), которая поднимается на поверхность скважины вместе с остатками проппанта.
6. Производится разгрузка всей технологической компоновки с упором на текущий забой скважины. При этом происходит переключение бурильной насадки из транспортного положения в рабочее.
7. За счет работы винтовой пары происходит разворот центральной части бурильной насадки, что приводит к разрушению образовавшейся на забое проппантной пробки. Таким образом, формируется непрерывный процесс обратной промывки, при котором промывочная вода из межтрубного пространства поступает к месту разрушения проппантной пробки, захватывает разрушенный субстрат и вместе с водой вымывает его на поверхность, осуществляя очистку забоя от проппанта.
8. После полной очистки забоя скважины от проппанта, технологическую компоновку поднимают на верх. Скважина готова к промышленной эксплуатации, т.е. для добычи нефти.
Таким образом, у нас за один спуско-подъем осуществляется и ГРП и очистка скважины от проппанта, благодаря чему решается поставленная техническая задача - расширения возможности заявляемого устройства и сокращения времени.
Бурильная насадка может включать в себя полый цилиндрический корпус, который одним концом с помощью присоединительной муфты связан с колонной насосно-компрессорных труб, а на другом конце корпуса выполнена внешняя разбуривающая коронка. Внутри цилиндрического корпуса соосно ему с возможностью взаимного вращения может быть установлен патрубок, одним концом через упорный подшипник связанный с соединительной муфтой, а на другом его конце может быть выполнена внутренняя разбуривающая коронка. Прямопроходной канал может проходить через патрубок и присоединительную муфту. Корпус и патрубок могут быть связаны между собой винтовой парой. Также в корпусе может быть установлена возвратная пружина. Такое выполнение бурильной насадки является одним из возможных вариантов выполнения, обеспечивающих высокие показатели работоспособности.
Патрубок может быть зафиксирован относительно цилиндрического корпуса при помощи, по крайней мере, одного шплинта, что обеспечивает надежную фиксацию патрубка относительно цилиндрического корпуса в транспортном положении до начала очистки забоя (рабочего положения).
Заявляемое устройство соответствует критерию «новизна», так как оно неизвестно из уровня техники.
На фиг. 1 представлена схема работы заявляемого устройства (первый этап - выполнение ГРП).
На фиг. 2 - представлена схема работы заявляемого устройства (второй этап - очистка забоя). На фиг. 3 - схема устройства бурильной головки.
Для описания примера использования заявляемого устройства для очистки забоя скважины рассмотрим его работу на примере проведения капитального ремонта скважины в случае, когда для повышения производительности скважины требуется провести гидроразрыв пласта (ГРП) с последующей очисткой скважины от образовавшейся проппантной пробки.
Для проведения работ используется стандартное технологическое оборудование: флот ГРП 1 для подготовки геля для ГРП и закачки его в пласт 2, подъемник 3 для спуска-подъема колонны насосно-компрессионных труб 4 в полость эксплуатационной колонны 5. Дополнительно в комплект технологического оборудования введена базовая часть с пакером 6, а также модульная часть с бурильной насадкой 7, в которой выполнен прямопроходной канал 8. Бурильная насадка 7 включает в себя полый цилиндрический корпус 9, который одним концом с помощью присоединительной муфты 10 связан с колонной насосно-компрессорных труб 4, а на другом конце корпуса 9 выполнена внешняя разбуривающая коронка 11. Внутри цилиндрического корпуса 9, соосно ему, с возможностью взаимного вращения установлен патрубок 12, одним концом через упорный подшипник 13 связанный присоединительной муфтой 10 с колонной 4, а на другом его конце выполнена внутренняя разбуривающая коронка 14. Прямопроходной канал 8 проходит через патрубок 12 и присоединительную муфту 10. Корпус 9 и патрубок 12 связаны между собой винтовой парой 15. В корпусе 9 установлена возвратная пружина 16. Патрубок 12 зафиксирован относительно цилиндрического корпуса 9 при помощи шплинтов (на рисунках не показаны), что обеспечивает надежную фиксацию патрубка 12 относительно корпуса 9 в транспортном положении до начала очистки забоя (рабочего положения). Также в комплекте стандартного технологического оборудования предусмотрены промывочный агрегат (ЦА-320) - 17 и емкость 18 для сбора забойной грязи после разрушения проппантной пробки 19.
На первом этапе выполняется гидроразрыв пласта (см. фиг. 1). С помощью оборудования для текущего и капитального ремонта скважин в эксплуатационную колонну 5 подъемник 3 спускает базовую часть (насосно-компрессорные трубы 4 и пакер 6) и модульную часть (бурильная насадка 7). При этом бурильная насадка 7 находится в транспортном положении, т.е. корпус 9 буровой насадки 7 зафиксирован относительно патрубка 12 с помощью шплинтов.
Затем устанавливают пакер 6 в заданном интервале эксплуатационной колонны 5 для герметизации забоя для проведения ГРП. Проводится гидравлический разрыв пласта. Для этого через бурильную насадку 7 в скважину закачивается под давлением (300-400 атм.) гель с проппантом, который и осуществляет ГРП. После окончания гидравлического разрыва пласта происходит технологический отстой для распада геля до состояния технической воды и оседания остатков проппанта на текущий забой с образованием проппантной пробки 19.
На втором этапе производится очистка забоя скважины. Устройство переводится из транспортного положения в рабочее. Для этого достаточно выполнить 2-4 нажатия колонной 4 буровой насадкой 7 на пробку 19. При этом происходит срезание фиксирующих шплинтов и расфиксация взаимного удержания патрубка 12 относительно корпуса 9 бурильной головки 7.
Далее производится разгрузка всей технологической компоновки с упором на текущий забой скважины. При этом коронка 11 врезается в пробку 19 забоя. Под действием веса колонны 4, движение которой передается через муфту 10, упорный подшипник 13 на патрубок 12 с коронкой 14. Патрубок 12, перемещаясь в глубину забоя, выдвигается и, взаимодействуя через винтовую пару 15 с корпусом 9, начинает вместе с коронкой 14 вращаться, врезаясь в пробку 19 и разрушая ее. Пружина 16 при этом сжимается.
Для очистки скважины от остатков разрушенной проппантной пробки 19 с помощью промывочного агрегата 17 в скважину через межтрубное пространство подается промывочная жидкость, к месту разрушения пробки 19. Затем промывочная жидкость с захваченным ее потоком проппантом попадает в прямопроходной канал 8 бурильной насадки 7, а затем в колонну 4 и далее по ее центральному каналу поднимается на поверхность и попадает в емкость 18 (фиг. 2). После этого в пробке 19 под коронкой 14 образуется полость, в которую перемещается патрубок 12. Под действием пружины 16 корпус 9 с коронкой 11 начинают двигаться в глубину забоя, опираясь коронкой 11 на периферическую часть удаляемой пробки 19. При этом за счет взаимодействия патрубка 12 через винтовую пару 15 с корпусом 9, последний начинает разворачиваться вместе с коронкой 11, которая при этом разрушает периферическую часть пробки 19. Промывочная жидкость, непрерывно поступающая в забой, уносит разрушенные части пробки 19 на поверхность забоя в емкость 18. Далее в освобожденную полость забоя смещается корпус 9 с коронкой 11 и цикл разрушения пробки 19 повторяется в той же последовательности до тех пор, пока коронка 11 не упрется в дно забоя. Таким образом, формируется непрерывный процесс обратной промывки забоя от проппанта после проведения ГРП. После полной очистки забоя скважины от проппанта, технологическую компоновку с помощью подъемника 3 поднимают на верх. Скважина готова к промышленной эксплуатации, т.е. для добычи нефти.
Таким образом, за одну спуско-подъемную операцию осуществляется гидроразрыв пласта и очистка скважины от проппанта, благодаря чему решается поставленная техническая задача - расширение возможности заявляемого устройства.
Кроме того, в 2-4 раза сокращается время необходимое для проведения ремонтных работ.
Кроме того, благодаря сокращению времени нахождения промывочной жидкости в скважине повышается качество работ из-за предотвращения набухания глин в призабойной зоне пласта, что приводит к повышению производительности отремонтированной скважины, а также к повышению экономической эффективности проводимых ремонтных работ.
Изготовлен опытный образец. Идет подготовка к испытаниям в полевых условиях.
Заявляемая модель соответствует критерию «промышленная применимость», т.к. устройство может быть изготовлено с применением существующих технологий и материалов.