УСТРОЙСТВО ДЛЯ ОСВОЕНИЯ НЕФТЯНОЙ СКВАЖИНЫ
OIL WELL DEVELOPMENT DEVICE

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, а именно к устройствам для вторичного вскрытия продуктивного пласта и освоения скважины.
8
Известно устройство для вторичного вскрытия продуктивного пласта (МПК E21B 43/11, E21B 43/08, опубл. в бюл. №26 от 20.09.1998 г.), включающее скважинный фильтр, в отверстия которого вставлены стаканы из легкообрабатываемых материалов, заполненные вязкопластичным веществом и имеющие выступающие части, и корпус с разрушающим элементом, размещенный на колонне труб, при этом разрушающий элемент имеет внутреннюю полость и выполнен в виде разрушающих сегментов, равномерно размещенных по сечению корпуса, с вогнутой разрушающей кромкой и выгнутой тыльной кромкой, при этом устройство снабжено центратором.
Недостатками данного устройства являются:
- во-первых, оно не позволяет ускоренное освоение скважины сразу же после вторичного вскрытия пласта, поскольку не обладает пакерующим элементом, устанавливаемым над кровлей осваиваемого пласта;
- во-вторых, низкая надежность оборудования, связанная с тем, что возможен незапланированный срез стаканов торцами разрушающих элементов в процессе спуска оборудования или заклинивания устройства в скважине, так как срез стаканов ведется снизу вверх, что может привести к аварийной ситуации в скважине.
8
Наиболее близким по технической сущности является «Способ освоения нефтяной скважины» (патент RU №2199658, МПК E21B 43/25, опубл. в бюл. №6 от 27.02.2003 г.), который осуществляется устройством, состоящим из штока, внутри которого в верхней части находится глухая поперечная перегородка, выше и ниже которой расположены радиальные каналы, в нижней части штока выполнен вертикально-горизонтальный направляющий паз, с наружной стороны штока в зоне радиальных каналов установлена втулка с цилиндрической выборкой внутри, верхним концом втулка выполнена с возможностью упора в пружину, которая сверху опирается на кольцевой выступ, а другим - в расширяющий конус, взаимодействующий сверху с уплотнительным элементом пакера, корпус которого соединен со штоком срезаемым элементом, предохраняющим от несанкционированного проворота их относительно друг друга, и снабжен перегородкой с продольными каналами, причем корпус пакера выполнен ступенчатым и соединен с перфорированным патрубком, на уступе соединения которых находится шаровой клапан, на нижнем конце перфорированного патрубка установлена срезающая воронка с гребенкой, расширяющий конус соединен со штоком срезаемым элементом, в корпус пакера ввернуты стопорные винты (не менее двух), свободные концы которых расположены в транспортном положении в горизонтальной части направляющих пазов.
Недостатками данного устройства являются:
- во-первых, сложность конструкции, обусловленная большим количеством узлов и деталей, а также дороговизна конструкции, связанная с наличием в конструкции устройства деталей, дорогих в изготовлении, таких как расширяющий конус, гребенка и т.д.;
- во-вторых, полые срезаемые заглушки падают на забой скважины, что засоряет забой, что влечет за собой дополнительные спуско-подъемные операции, например, с ловильным инструментом по удалению этих стаканов из скважины;
- в-третьих, не позволяет произвести промывку забоя скважины после вторичного вскрытия пласта и освоения скважины;
- в-четвертых, не позволяет расхаживать колонну труб в случае прихвата устройства в скважине в процессе спуска, кроме того, уплотнительная манжета может повредиться (порваться) в случае прихвата устройства в скважине в процессе спуска и следствием чего будет негерметичная посадка пакера.
Задачей изобретения является упрощение конструкции, снижение себестоимости изготовления, а также исключение падения полых срезаемых стаканов на забой скважины с возможностью промывки забоя после срезки стаканов и после освоения нефтяной скважины, а также расхаживания колонны труб в случае прихвата устройства при его спуске в скважину.
Поставленная задача решается устройством для освоения нефтяной скважины, оборудованным полыми срезаемыми заглушками, включающим шток, соединенный сверху с колонной труб, срезную воронку, расположенную снизу, пакер, состоящий из уплотнительного элемента, корпуса, который сверху выполнен с возможностью взаимодействия с уплотнительным элементом, а изнутри надет с возможностью продольного перемещения вверх на шток, оснащенный на наружной поверхности втулкой, которая размещена выше уплотнительного элемента.
Новым является то, что втулка жестко соединена со штоком и выполнена с возможностью опоры сверху на уплотнительный элемент, который размещен снаружи штока, корпус выполнен в виде конуса, сужающегося сверху вниз, а на штоке между корпусом и срезной воронкой выполнен фигурный паз в виде продольных короткого и длинного участков, соединенных между собой фигурным участком, причем ниже срезной воронки расположен полый стакан с цанговым центратором сверху, соединенный полой штангой со срезной воронкой так, чтобы расстояние между нижней кромкой воронки и верхней кромкой цангового центратора было не менее диаметра заглушки, при этом на конце полой штанги установлено перо, а на штоке напротив фигурного паза размещена обойма с поджатыми внутрь шлипсами, подпружиненными наружу центраторами и направляющим штифтом, размещенным в фигурном пазе с возможностью перемещения по фигурному пазу вместе с обоймой, причем шлипсы выполнены с возможностью взаимодействия изнутри с конусом при перемещении штифта вверх по длинному продольному участку фигурного паза вместе с обоймой - рабочее положение, и выхода из взаимодействия при расположении штифта в коротком продольном участке фигурного паза - транспортное положение.
На фиг.1 в продольном разрезе показано предлагаемое устройство для освоения нефтяного пласта.
На фиг.2 изображено поперечное сечение цангового центратора.
На фиг.3 изображена развертка фигурного паза.
Устройство для освоения нефтяной скважины 1, (см. фиг.1) оборудованной полыми срезаемыми заглушками 2; 2'…2'', включает в себя шток 3, соединенный сверху с колонной труб 4, например, колонной насосно-компрессорных труб (НКТ). На нижнем конце штока 3 установлена срезная воронка 5. На штоке 3 установлен пакер 6, состоящий из уплотнительного элемента 7, корпуса 8, который сверху выполнен с возможностью взаимодействия с уплотнительным элементом 7, а изнутри надет с возможностью продольного перемещения вверх на шток 3, оснащенный на наружной поверхности втулкой 9, которая размещена выше уплотнительного элемента 7. Втулка 9 жестко соединена со штоком 3 и выполнена с возможностью опоры сверху на уплотнительный элемент 7, который размещен снаружи штока 3. Корпус 8 выполнен в виде конуса 10, сужающегося сверху вниз, а на штоке 3 между корпусом 8 и срезной воронкой 5 выполнен фигурный паз 11 (см. фиг.1 и 3) в виде продольных короткого 12 и длинного 13 участков, соединенных между собой фигурным участком 14.
Ниже срезной воронки 5 (см. фиг.1) расположен полый стакан 15 с цанговым центратором 16 (см. фиг.1 и 2) сверху, соединенный полой штангой 17 со срезной воронкой 5 так, чтобы расстояние между нижней кромкой 18 срезной воронки 5 и верхней кромкой 19 цангового центратора 16 было не менее диаметра D полой заглушки 2.
На штоке 3 напротив фигурного паза 11 размещена обойма 20 с поджатыми пружинами 21 внутрь шлипсами 22, подпружиненными наружу центраторами 23 и направляющим штифтом 24, размещенным в фигурном пазе 11 с возможностью перемещения по фигурному пазу 11 вместе с обоймой 20.
Шлипсы 22 выполнены с возможностью взаимодействия изнутри с конусом 10 при перемещении штифта 24 вверх по длинному продольному участку 13 фигурного паза 11 вместе с обоймой 21 - рабочее положение, и выхода из взаимодействия при расположении штифта 24 в коротком продольном участке 12 фигурного паза 11 - транспортное положение. На конце полой штанги 17 установлено перо 25.
Устройство для освоения скважины работает следующим образом.
На устье скважины 1 собирают компоновку устройства таким образом, чтобы при взаимодействии пера 25 с забоем скважины 1 пакер 6 в любом случае находился выше крайней верхней полой срезаемой заглушки 2.
В скважину устройство спускают на колонне труб 4, как показано на фиг.1. В процессе спуска устройства находящаяся в скважине жидкость свободно перетекает снизу вверх через центральные каналы: пера 25, полой штанги 17, штока 3 в пространство 26 колонны труб 4, заполняя его.
В процессе спуска пакера 6 возможны его прихваты в скважине вследствие сужения проходного сечения скважины 1. В этом случае необходимо приподнять пакер 6 на величину, превышающую длину L, то есть более 1 метра (например, если L=1 м), при этом перемещение направляющего штифта 24 (см. фиг.1 и 3) происходит от верхней кромки продольного короткого участка 12 фигурного паза 11 через верхнюю часть фигурного участка 14 до низа длинного продольного участка 13, и далее направляющий штифт 24 попадает в нижнюю часть короткого продольного участка 12 фигурного паза 11, вследствие чего обойма 10 остается в транспортном положении, при последующем спуске пакера направляющий штифт 24 поднимается вверх по короткому продольному участку 12 и занимает начальное положение. Это позволяет производить расхаживание пакера (одним или несколькими спуск - подъемами пакера 6 на величину более длины L, то есть 1 м), в случае его прихвата в скважине в процессе спуска.
В процессе спуска устройства в скважину 1 при прохождении цанговых центраторов 16 через полые срезаемые заглушки 2 цанговые центраторы 16 сжимаются и свободно проходят вниз, после чего вновь раскрываются (см. фиг.1 и 2) и прижимаются к внутренним стенкам скважины 1.
Благодаря тому, что расстояние S между нижней кромкой 18 срезной воронки 5 и верхней кромкой 19 цангового центратора больше диаметра D полой срезаемой заглушки 2, последняя оказывается между нижней кромкой 18 срезной воронки 5 и верхней кромкой 19 цангового центратора 16.
Спуск колонны труб 4 продолжают и срезная воронка 5 нижней кромкой 18 упирается в головку 27 полой срезаемой заглушки 2, выступающую внутрь, и производится разгрузка колонны труб 4 на полую срезаемую заглушку 2, при этом ее головка 27 по кольцевой проточке 28 срезается от полой срезаемой заглушки 2.
Вязкопластичное вещество 29 (например, гудрон) остается в теле разрушенной полой срезаемой заглушки 2, то есть происходит «условное» вторичное вскрытие продуктивного пласта.
Головка 27 полой срезаемой заглушки 2 под действием собственной силы тяжести падает во внутреннюю полость 30 полого стакана 15.
n
Спуск устройства продолжают и аналогичным образом разрушают полую срезаемую заглушку 2' (см. фиг.1) и все последующие полые срезаемые заглушки 2 (на фиг.1, 2 и 3 не показано), при этом головка 27 полой срезаемой заглушки 2' под действием собственной силы тяжести падает во внутреннюю полость 30 полого стакана 15.
n
n
n
n
Срезанные головки 27; 27'…27 полых срезаемых заглушек 2; 2'…2 падают во внутреннюю полость 30 полого стакана 15 устройства и скапливаются там, причем вязкопластичные вещества 29; 29'; 29''…29 остаются в теле разрушенной полой срезаемой заглушки 2; 2; 2'…2, то есть происходит «условное» вторичное вскрытие продуктивного пласта.
n
По окончании разрушения всех полых срезаемых заглушек 2; 2'…2 пакер 6 располагается выше верхней полой срезаемой заглушки 2.
Производят посадку пакера 6 в скважине 1, при этом центраторы 23 взаимодействуют с внутренними стенками скважины 1. Для этого приподнимают колонну труб 4 на величину, не превышающую длину L, то есть менее 1 метра, при этом перемещение направляющего штифта 24 происходит от верхней кромки короткой продольной проточки 12 фигурного паза 11 через верхнюю часть фигурного участка 14 в длинный продольный участок 13, при этом направляющий штифт 24 не попадает в нижнюю часть короткого продольного участка 12 и при последующем спуске пакера 6 направляющий штифт 24 поднимается вверх (в верхнюю часть) до конца по длинному продольному участку 13 фигурного паза 11. Вследствие этого обойма 20 занимает рабочее положение и вступает во взаимодействие своими подпружиненными пружинами 21 шлипсами 22 сначала с конусом 10, а затем с внутренними стенками скважины 1.
В итоге все детали пакера 6, за исключением деталей 20, 21, 22, 23, 24, остающихся на месте, благодаря контакту подпружиненных шлипсов 22 (см. фиг.1) с внутренней стенкой скважины 1 совершают возвратно-поступательное перемещение, при этом конус 10, сужающийся сверху вниз, входит в подпружиненные шлипсы 22, раздвигая их наружу в радиальном направлении и прижимая их зубчатую часть к внутренней стенке скважины (на фиг.1, 2 и 3 не показано). Колонну труб 4 разгружают на пакер 6, который подпружиненными шлипсами 22 уже зафиксировался на внутренней стенке скважины 1, при этом втулка 9 сжимает уплотнительный элемент 7, герметично прижимая его к внутренней стенке скважины 1. Далее производят освоение скважины 1 путем спуска свабирующего устройства на кабеле-канате в колонну труб 4 (на фиг.1, 2, 3 не показано), при этом снижают уровень жидкости в колонне труб 4, при этом создается гидравлический канал перетока между пластом (на фиг.1, 2, 3 не показано) и внутренним пространством скважины 1, вскрывая тем самым продуктивный пласт. Свабирование по колонне труб 4 производят требуемое количество раз до появления ожидаемого притока нефти.
После чего свабирующее устройство с кабель-канатом извлекают на поверхность и производят распакеровку пакера. Для этого приподнимают колонну труб 4, при этом уплотнительный элемент 7 пакера 6 освобождается от осевой нагрузки, создаваемой втулкой 9 и, сжимаясь радиально внутрь, отходит от внутренней стенки скважины 1, в результате чего происходит разгерметизация пакера.
Далее продолжают подъем колонны труб 4 с пакером, при этом шток 3 поднимается вверх относительно обоймы 20 с направляющим штифтом 24 и подпружиненными пружинами 21 шлипсами 22, остающимися на месте вследствие контакта центраторов 23 с внутренней стенкой скважины 1, при этом направляющий штифт 24 перемещается вниз по продольному длинному участку 13 (см. фиг.3) и попадает в нижнюю часть короткого продольного участка 12 фигурного паза 11, при этом величина подъема колонны труб 4 должна быть более длины L для того, чтобы направляющий штифт 24 оказался в нижней части короткого продольного участка 12 фигурного паза 11.
Подъем колонны труб 4 с пакером 6 продолжают и при этом подпружиненные внутрь шлипсы 22 (см. фиг.1) выходят из взаимодействия с конусом 10, а затем своей зубчатой частью выходят из взаимодействия с внутренней стенкой скважины 1. В результате пакер распакерован.
Далее устройство извлекают на поверхность, а скважину 1 оснащают глубиннонасосным оборудованием.
Устройство для освоения нефтяной скважины имеет простую конструкцию и низкую стоимость, поскольку не имеет сложных деталей в изготовлении, а исключение падения полых срезаемых стаканов на забой скважины позволяет избежать дополнительных спуско-подъемных операций по их удалению (извлечению) с забоя скважины. Кроме того, возможность промывки забоя после срезки стаканов, а также освоения скважины с предварительным отключением межтрубного пространства пакером позволяет ускорить процесс освоения нефтяной скважины. Возможность расхаживания колонны труб в случае прихвата устройства в скважине в процессе спуска позволяет доставить устройство в интервал вторичного вскрытия пласта без повреждения уплотнительной манжеты.