Устройство промывки скважины
WELL FLUSHING DEVICE

Изобретение относится к нефтепромысловому оборудованию и может использоваться в составе  глубинно-насосного оборудования для изоляции интервалов перфорации нефтяных пластов с низким пластовым давлением.
Известно устройство промывки скважинного насоса (патент RU2475628), использующее обратный клапан, гибкую армированную трубку, которая расположена в межтрубном пространстве. Его недостатком является невозможность промывки насоса и пространства под ним, необходимость использования дозирующего устройства и гибкой армированной трубки, что приводит к удорожанию данной технологии и повышенному риску возникновения аварии при извлечении оборудования.
Известно устройство промывки скважины (патент RU199514 U1), содержащее корпус с отверстиями, шток, самоуплотняющуюся манжету, циркуляционную муфту, имеющую продольные входные каналы и поперечные выходные каналы. На корпусе установлены, по меньшей мере, две самоуплотняющиеся манжеты, отверстия корпуса выполнены напротив верхней самоуплотняющейся манжеты, а в верхней части устройства установлен центратор, соединенный со штоком и корпусом и имеющий на наружной поверхности продольные шлицы для перетока жидкости. Его недостатком является невозможность восстановления работоспособности глубинно-насосного оборудования в скважинах с низким пластовым давлением во время эксплуатации без остановки технологического процесса добычи пластового флюида (текущего ремонта скважины). Кроме того, его использование приводит к гидродинамическому воздействию на пласт, снижающему его продуктивные свойства, поскольку, после срыва пакера в надпакерной зоне остается столб жидкости, который уходит в продуктивный пласт и при последующем запуске скважины потребуется отобрать жидкость, которая попала в пласт после промывки, происходит обводнение, образование эмульсий.
Известно устройство промывки скважины без подъема оборудования (патент RU2504644, выбран в качестве прототипа), включающий трубу-хвостовик, установленный на приеме насоса и проходящий через пакер, промежуточную трубу, заглушенную сверху, образующую с хвостовиком заглушенную снизу концентрическую полость, трубу-накопитель твердых частиц, цилиндрический фильтрующий элемент, расположенный между хвостовиком и трубой-накопителем, подпружиненный клапан, размещенный внутри промежуточной трубы. C целью обеспечения промывки фильтра без подъема подземного оборудования насосной установки, концентрическая полость имеет радиальные каналы, расположенные непосредственно над и под пакером, под нижними радиальными каналами в промежуточной трубе расположены горизонтальные перемычки с отверстиями, между которыми промежуточная труба имеет сквозные отверстия, с обеих сторон горизонтальных перемычек расположены подпружиненные верхний и нижний клапаны, жестко соединенные штоком, а над пружиной верхнего клапана расположен негерметичный поршень одинакового с верхним клапаном диаметра, причем упругость верхней пружины превышает упругость нижней. Недостатком этого решения является сложность конструкции. Отсутствует возможность промывки при длительной эксплуатации. Конструкция подпружиненного клапана подразумевает его принудительное срабатывание нагнетанием жидкости в надпакерную зону, а не работу за счет разности давлений надпакерной и подпакерной зонах. Существует риск прихвата оборудования при его извлечении из-за наличия механических узлов крепления пакера к эксплуатационной колонне. Заполнение накопителя шламом сокращает межремонтный период работы скважины и требует для восстановления ее работоспособности нарушения технологического процесса добычи, так как в случае полного заполнения трубы накопителя твердыми частицами при длительной эксплуатации промывка фильтра уже не приведет к его очистке. В этом случае производится подъем подземного оборудования с целью освобождения труб от механических примесей пластового флюида.
Технической задачей изобретения является увеличение межремонтного периода в скважинах с низким пластовым давлением, сокращение затрат на проведение текущего и капитального ремонта скважин. Техническим результатом является разобщение подпакерной зоны низкого давления с надпакерным пространством, что обеспечивает возможность одновременного извлечения нефтяного флюида из-под пакера и обратную промывку эксплуатационной колонны и насоса без образования зоны успокоения механических примесей пластового флюида в надпакерной зоне. Другим техническим результатом является исключение гидродинамического воздействия на пласт при такой промывке, что сохраняет его продуктивные свойства.
Технический результат достигается в устройстве промывки скважины, устанавливаемом на вход насоса, имеющем, снабженные центраторами верхнюю и нижнюю части корпуса, между которыми размещены чашечная манжета и обратный клапан. Верхняя часть корпуса выполнена перфорированной. Корпус выполнен в виде цельной цилиндрической детали. Обратный клапан образован седлом и запорным шаром, помещенным в клетку, и расположен на одном уровне с чашечной манжетой. На верхней и нижней частях корпуса при помощи резьбовых соединений установлены переходные муфты.
Изобретение поясняется рисунками:
фиг. 1 –  устройство промывки скважины (разрез);
фиг. 2 – устройство промывки скважины;
фиг. 3 – устройство промывки скважины в составе с фильтром, насосом, подвеской НКТ, в скважине.
Устройство промывки скважины (далее, также - устройство) устанавливается на вход насоса 1, например, трубного штангового насоса или электроцентробежного насоса. Корпус 2 устройства может быть выполнен в виде цельной цилиндрической фрезерованной детали или, для упрощения изготовления, может быть образован из соединенных резьбовыми соединениями участков. Верхняя и нижняя части корпуса снабжены центраторами 3, обеспечивающими опору и центрирование устройства в скважине, и выполненными, например, в виде обойм с пружинами.
Между верхней и нижней частями корпуса размещены чашечная манжета 4 и обратный клапан. Чашечная манжета 4 выполнена в виде резинового кольцевого элемента, который расширяется при установке в рабочее положение и герметизирует участки скважины. Таким образом, устройство выполняет функцию пакера, разобщающего участки скважины над и под устройством. Обратный клапан образован седлом 5 и запорным шаром 6, помещенным в клетку с ограничителем 7 и расположен на одном уровне с чашечной манжетой 4. Такое их взаимное расположение предотвращает образование зоны успокоения механических примесей пластового флюида при эксплуатации и обратной промывке.
Верхняя часть корпуса 2 выполнена перфорированной. Перфорация может быть выполнена, например, в виде рядов отверстий 8.
На верхней и нижней частях корпуса 2 при помощи резьбовых соединений установлены переходные муфты 9 для установки в колонну, на вход насоса 1, на фильтр 11 с заглушкой 12.
Устройство работает следующим образом.
Компоновка с устройством спускается в скважину на подвеске 13 НКТ, чашечная манжета 4 устанавливается выше вскрытых интервалов, но не выше динамического уровня, Скважина запускается в эксплуатацию. При отсутствии подачи и заклинивании штангового или электроцентрабежного насоса в результате попадания в них отложений, мехпримесей, пропанта, производится обратная промывка эксплуатационной колонны, насоса, НКТ и/или штанг технической водой (с возможным добавлением необходимых реагентов), нефтью. Циркуляция жидкости в скважине обеспечивается работой обратного клапана и перфорированной верхней частью корпуса 2, за счет разобщения подпакерной зоны низкого давления с надпакерным пространством.
Таким образом, устройство обеспечивает одновременные: извлечение нефтяного флюида (при эксплуатации) из-под устройства за счет прохождения жидкости через цилиндрический фильтр 11, снабженный заглушкой 12, обратный клапан и перфорированную верхнюю часть корпуса 2 в насос 1; и циркуляцию жидкости в скважине в случае засорения или заклинивания насоса 1 для возобновления его работоспособности путем разобщения вскрытых интервалов пластов с пространством над устройством. Отсутствие механических якорей позволяет доставить и извлечь оборудование с минимальным риском прихвата оборудования. Наличие перфорированной верхней части корпуса 2 и обратного клапана, расположенного на одном уровне с чашечной манжетой 4 исключает образование зон успокоения механических примесей пластового флюида в пространстве над чашечной манжетой 4 (в надпакерном пространстве), что позволяет произвести промывку всей полости скважины до чашечной манжеты 4. Это исключает возможность прихвата подземного оборудования и безопасное извлечение его из скважины. Кроме того, изоляция зоны над чашечной манжетой 4 позволяет откачивать промывочную жидкость в коллектор насосом 1, без попадания ее в пласт, что исключает вредное гидродинамическое воздействие на пласт.