УСТРОЙСТВО ДЛЯ РАЗОБЩЕНИЯ ПЛАСТОВ В СКВАЖИНЕ

Полезная модель относится к нефтедобывающей промышленности и может быть использована при обработке продуктивного пласта добывающих и нагнетательных скважин.
Известно устройство для обработки призабойной зоны пласта (а.с. СССР №1667431, опубл. 20.09.95.), содержащее насосно-компрессорные трубы (НКТ) с башмаком, снабженным втулкой, соединенной с ней конусной насадкой и зафиксированной при этом срезными винтами. Верхняя часть втулки выполнена конической под ответную защищаемую коническую резьбовую нагрузку скважинного оборудования, входящего в состав обсадной колонны. Башмак соединен с НКТ с помощью резьбового соединения. Втулка выполнена из химически разрушаемого и менее твердого материала, чем материал скважинного оборудования.
В качестве прототипа выбрана конструкция скважины для эксплуатации глубоких наклонных нефтяных и газовых скважин, расположенных в зоне многолетнемерзлых пород (п. РФ №2101472, опубл. 10.01.98.), включающая колонну обсадных труб с перфорированными отверстиями, концентрично установленную в ней колонну НКТ, пакер, размещенный в кольцевом пространстве между колонной обсадных труб и колонной НКТ над перфорированными отверстиями, и подземное оборудование, размещенное в стволе скважины. Скважина снабжена посадочным ниппелем, размещенным в колонне НКТ под пакером.
Основными условиями, оказывающими влияние на возможность установки пакера, являются техническое состояние участка обсадной
колонны, где он будет ставиться, и угол наклона скважины. Чаще всего техническое состояние обсадной колонны является препятствием для постановки пакера. Коррозионная или техническая негерметичность не дают возможности осуществить операцию посадки пакерно-якорного устройства с последующей его полной нагрузкой. Даже при удачной посадке пакера в зонах негерметичности последующая операция срыва (удаления) пакера может перейти в состояние аварийных работ. Также важным фактором удачной постановки пакера является угол наклона скважины. Если угол наклона скважины превышает 50 градусов, постановка пакера считается маловозможной. Вышеперечисленные изобретения не решают эти проблемы.
Задачей настоящей полезной модели является надежная установка пакера в обсадной колонне с ухудшенным техническим состоянием или большим углом наклона скважины и возможность удаления его без повреждения обсадной колонны.
Поставленная задача решается тем, что в устройстве для разобщения пластов в скважине, включающем обсадную колонну с перфорированными отверстиями, концентрично установленную в ней колонну насосно-компрессорных труб (НКТ), пакер, размещенный в кольцевом пространстве между обсадной колонной и колонной насосно-компрессорных труб над перфорированными отверстиями, между обсадной колонной и механической частью пакера установлена протекторная втулка, выполненная из химически разрушаемого материала менее твердого, чем материал скважинного оборудования.
На чертеже показано устройство для разобщения пластов в скважине, где
1 - протекторная втулка,
2 - обсадная колонна,
3 - клинья на механической части пакера,
4 - герметизирующие резиновые элементы на пакере,
5 - механическая часть пакера,
6 - гидравлическая часть пакера,
7 - НКТ.
Устройство содержит обсадную колонну 2, концентрично установленную в ней НКТ 7, пакер, состоящий из механической части 5 с клиньями 3, герметизирующих резиновых элементов 4 и гидравлической части 6. Между обсадной колонной 2 и механической частью пакера 5 установлена протекторная втулка 1, выполненная из химически разрушаемого материала менее твердого, чем материал скважинного оборудования.
Ниже приведен пример конкретного исполнения устройства.
Протекторная втулка 1 представляет собой сквозную алюминиевую трубу с толщиной стенки 3-4 мм. Длина втулки может быть разной: от 800 мм до 1500 мм. Спускается в скважину на специальной цанге (на фиг. не показано), которая крепится на тело генератора импульсов. Перед операцией спуска в скважине производится замена жидкости на жидкость, в которой развивается и происходит электрический разряд. Это может быть специально подготовленная техническая вода, углеводородный растворитель или другие жидкости с добавлением ПАВов или демульгаторов. С помощью генератора давления производится установка протекторной втулки 1, следующим шагом является спуск и посадка пакера. Подвижная часть (клинья 3), благодаря вязкости металла, легко врезаются в тело протекторной втулки 1. При последующей операции разгрузки пакера, принимая на себя вес колонны, протекторная втулка предотвращает сползание пакерно-якорного устройства с колонной НКТ при проведении технологических операций в скважине.
Также установленная протекторная втулка при срыве пакерно-якорного устройства позволяет безопасно удалить инструмент, не оказывая дополнительной нагрузки на саму обсадную колонну. Разница в прочности металла (сталь-аллюминий) позволяет сорвать пакер без дополнительных усилий, даже если протекторная втулка стоит на месте коррозионной или
технологической негерметичности. В дальнейшем протекторная втулка убирается не разбуриванием, а растворением в кислотно-щелочной ванне в объеме 0.3-0.5 метра кубических.