УСТРОЙСТВО ДЛЯ ОЧИСТКИ И ОСВОЕНИЯ ПЛАСТА
RESERVOIR CLEANING AND COMPLETION DEVICE

Изобретение относится к области нефтегазовой промышленности и может быть использовано для очистки и освоения пласта с целью повышения проницаемости призабойной зоны пласта.
Известно устройство для освоения пласта скважины свабированием (патент RU №2440491, МПК Е21В 43/25, опубл. 20.01.2012, бюл. №2), включающее сваб, колонну насосно-компрессорных труб - НКТ - с ограничителем хода сваба и фильтром для сообщения с пластом, пакер, устанавливаемый выше пласта, колонна НКТ оснащена снизу полым наконечником, а фильтр сверху - насадкой с внутренней цилиндрической полостью, причем наконечник вставлен в насадку, от которой подпружинен вверх и выполнен с возможностью продольного ограниченного перемещения, при этом наконечник оснащен верхним и нижним рядами отверстий, изнутри разобщенных перегородкой и выполненных с возможностью сообщения при перемещении наконечника вниз относительно насадки фильтра через внутреннюю цилиндрическую полость насадки, а верхний ряд отверстий наконечника выполнен с возможностью сообщения с надпакерной зоной при перемещении наконечника вверх и фиксации относительно насадки фильтра.
Недостатки данного устройства:
- во-первых, сложность конструкции устройства, обусловленная большим количеством узлов и деталей (наконечник, насадка, пружина и т.д.);
- во-вторых, низкая надежность работы, обусловленная высокой вероятностью поломки пружины под действием знакопеременных нагрузок, воспринимаемых устройством в процессе работы, и, как следствие, выход из строя устройства;
- в-третьих, низкая эффективность очистки скважины перед освоением пласта свабированием, так как устройство позволяет создавать лишь незначительные импульсы мгновенных депрессий вследствие того, что нижняя часть устройства заполнена скважинной жидкостью до пакера, поэтому невозможно эффективно очистить призабойную зону пласта в пограничной зоне перфорации пласта от инородной жидкости с механическими примесями.
Наиболее близким по технической сущности и достигаемому результату является устройство для освоения пласта скважины свабированием (патент RU №2436944, МПК Е21В 43/25, опубл. 20.12.2011, бюл. №35), включающее спущенную в скважину колонну насосно-компрессорных труб - НКТ, оснащенную снизу фильтром, а выше пакером, установленным в скважине выше пласта, а также сваб и ограничитель хода сваба, установленный в колонне НКТ, при этом между фильтром и ограничителем хода сваба в колонне НКТ установлено седло под сбрасываемый запорный элемент, а между ограничителем хода сваба и седлом выше пакера в колонне НКТ размещен сбивной клапан для сообщения колонны НКТ с надпакерной зоной после сброса запорного элемента, выполненного в виде шара, жесткосоединенного с глухим штоком.
Недостатки данного устройства:
- во-первых, низкая эффективность освоения сильнозагрязненного пласта скважины свабированием вследствие присутствия в пограничной зоне перфорации пласта инородной жидкости с механическими примесями, что не позволяет эффективно освоить пласт, поэтому перед применением данного устройства необходимо произвести предварительную очистку призабойной зоны пласта с целью очистки ее от загрязнений, чего не позволяет сделать данное устройство;
пл
пл
- во-вторых, запорный элемент, выполненный в виде шара, жесткосоединенного с глухим штоком, не имеет фиксации в колонне НКТ от перемещения вверх, поэтому в скважинах с высоким пластовым давлением, когда пластовое давление (Р) равно (0,85-1) гидростатического уровня (Н) столба скважинной жидкости в скважине, т.е. Р=(0,85-1)·ρ·g·H, при свабировании из надпакерной зоны скважинная жидкость будет перетекать снизу вверх в надпакерную зону скважины через запорный элемент. Поэтому после распакеровки пакера скважинная жидкость, находящаяся в надпакерной зоне, попадает обратно в пласт, т.е. происходит глушение освоенной скважины, при этом кольматируется призабойная зона пласта, ухудшаются коллекторские свойства пласта и снижается качество освоения;
2
пл
- в-третьих, длительность освоения с применением данного устройства, обусловленная тем, что свабирование из надпакерной зоны надо проводить до тех пор, пока давление, оказываемое гидростатическим уровнем Н скважинной жидкости, будет ниже пластового давления (Р), при этом в процессе свабирования происходит переток скважинной жидкости из подпакерной зоны в надпакерную зону через запорный элемент, поэтому устройство не позволяет герметизировать переток скважинной жидкости снизу вверх, а при высоком пластовом давлении необходимо свабировать скважинную жидкость продолжительное время.
Технической задачей изобретения является создание устройства, позволяющего повысить эффективность освоения пласта за счет предварительной очистки призабойной зоны пласта путем создания глубокой депрессии на пласт, а также повысить качество освоения пласта за счет исключения обратного попадания скважиной жидкости в пласт в скважинах с высоким пластовым давлением и сократить длительность освоения в скважинах с высоким пластовым давлением путем исключения перетока скважинной жидкости из пласта в надпакерную зону скважины (снизу вверх) путем герметичного отключения перетока в колонне НКТ.
Поставленная техническая задача решается устройством для очистки и освоения пласта, включающим спущенную в скважину колонну насосно-компрессорных труб - НКТ, оснащенную снизу фильтром, а выше пакером, установленным в скважине выше пласта, седло, установленное в колонне НКТ, а также сваб, установленный в колонне НКТ, и сбрасываемый в колонну НКТ запорный элемент, выполненный в виде шара, жестко соединенного с глухим штоком.
Новым является то, что фильтр выполнен в виде верхнего и нижнего рядов отверстий, при этом внутри фильтра каждое отверстие верхнего и нижнего рядов оснащено сбивным клапаном, разрушаемым после сброса в колонну НКТ запорного элемента, причем верхний и нижний ряды отверстий фильтра выполнены на расстоянии высоты пласта, при этом снизу к фильтру жестко закреплена шламосборная камера, причем над пакером колонна НКТ оснащена рядом каналов, герметично перекрытых изнутри седлом, зафиксированным к колонне НКТ срезными элементами, а под рядом каналов колонны НКТ выполнена внутренняя кольцевая проточка, в которой установлено стопорное разрезное пружинное кольцо, при этом в колонну НКТ с устья скважины с возможностью осевого перемещения вниз установлена пробка, имеющая возможность взаимодействия с седлом, разрушения срезных элементов, фиксирующих седло в колонне НКТ с открытием ряда каналов в колонне НКТ, и совместного с седлом ограниченного осевого перемещения вниз до упора седла в ограничитель, выполненный на нижнем конце колонны НКТ, и фиксации пробки от осевого перемещения вверх после упора седла в ограничитель колонны НКТ.
На фигурах 1-3 схематично изображено предлагаемое устройство в процессе работы.
На фиг. 4 изображено сечение Α-A фильтра по нижнему ряду отверстий с установленными в них сбивными клапанами.
На фиг. 5 в увеличенном виде В изображен интервал фиксации пробки относительно колонны НКТ стопорным разрезным пружинным кольцом.
Устройство для очистки и освоения пласта 1 (см. фиг. 1) включает спущенную в скважину 2 колонну насосно-компрессорных труб - НКТ 3, оснащенную фильтром 4 для сообщения с пластом 1, а выше пакером 5, установленным в скважине 2 выше пласта 1, например на 10 м.
Также устройство содержит седло 6, установленное в колонне НКТ 3, и сваб 7 (см. фиг. 2), установленный в колонне НКТ 3, и сбрасываемый в колонну НКТ 3 запорный элемент 8, выполненный в виде шара, жесткосоединенного с глухим штоком. Фильтр 4 (см. фиг. 1) выполнен в виде верхнего 9 и нижнего 10 рядов отверстий, при этом внутри фильтра каждое отверстие верхнего 9 и нижнего 10 рядов оснащено сбивным клапаном 11, разрушаемыми после сброса в колонну НКТ 3 запорного элемента 8.
Верхний 9 и нижний 10 ряды отверстий фильтра 4 выполнены на расстоянии, равном высоте - h пласта 1, например 4 м. Снизу к фильтру 4 жестко закреплена шламосборная камера 12 с помощью муфты 13. Например, фильтр 4 выполняют из трубы диаметром 114 мм и длиной 6 м. В верхнем 9 и нижнем 10 рядах выполняют по четыре отверстия (см. фиг. 4) диаметром 25 мм, в каждое из которых устанавливают сбивной клапан 11 (см. фиг. 1), а шламосборную камеру 12, так же как и фильтр 4, изготавливают из трубы диаметром 114 мм и длиной 10 м.
Для разрушения сбивных клапанов 11 запорным элементом 8 должна соблюдаться зависимость:
1
2
d<D<D,
где d - диаметр шара запорного элемента, например 30 мм;
1
D - внутренний диаметр седла 6, например 40 мм;
2
D - внутренний диаметр ограничителя 18, например 50 мм.
Запорный элемент 8 выполнен в виде шара, жесткосоединенного с глухим штоком, обеспечивает гарантированное разрушение всех сбивных клапанов 11, установленных в верхнем 9 и нижнем 10 рядах отверстий с последующим сообщением пласта 1 с шламосборной камерой 12.
На устье скважины 2 внутреннее пространство 14 колонны НКТ 3 сообщено выкидной линией с желобной емкостью (не показано), а над пакером 5 (см. фиг. 1) колонна НКТ 3 оснащена рядом каналов 15, герметично перекрытых изнутри седлом 6, зафиксированным к колонне НКТ 3 срезными элементами 16.
Под рядом каналов 15 колонны НКТ 3 выполнена внутренняя кольцевая проточка 17, в которой установлено стопорное разрезное пружинное кольцо 18, например треугольного сечения (см. фиг. 1 и 5).
В колонну НКТ 3 с устья скважины 2 с возможностью осевого перемещения вниз установлена пробка 19 (см. фиг. 1 и 3), например, выполненная из резины и имеющая возможность взаимодействия с седлом 6, и разрушения срезных элементов 16, фиксирующих седло 6 в колонне НКТ 3 с открытием ряда каналов 15 колонны НКТ 3.
Пробка 19 совместно с седлом 6 имеют возможность ограниченного осевого перемещения вниз до упора седла 6 в ограничитель 20, выполненный на нижнем конце колонны НКТ 3, и фиксации пробки 19 за ее верхний торец 21 от осевого перемещения вверх после упора седла 6 в ограничитель 20 колонны НКТ 3.
Устройство работает следующим образом.
Устройство монтируют в скважине 2, как показано на фигуре 1, при этом пакер 5 в скважине 2 сажают (пакеруют) на 10 м выше кровли пласта 1.
1
2
Затем в колонну НКТ 3 сбрасывают запорный элемент 8 диаметром - d (см. фиг. 2), который по колонне НКТ 3 свободно проходит через седло 6 диаметром - D и ограничитель 20 диаметром - D и, достигнув фильтра 4, разрушает все сбивные клапаны 11 (см. фиг. 4), установленные в верхнем 9 (с фиг. 1) и нижнем 10 рядах отверстий, вследствие чего происходит сообщение пласта 1 со шламосборной камерой 12, так как пакер 5 запакерован в скважине 2 над пластом 1.
В результате возникает резкий импульс, сопровождающийся резкой депрессией на пласт 1, при этом в шламосборную камеру 12, через открывшиеся отверстия верхнего 9 и нижнего 10 рядов фильтра 4 выносятся загрязнения 22 (фильтрат, шлам и т.п.), которые оседают в шламосборной камере 12, а из пограничной зоны перфорации 23 пласта 1 выносится инородная жидкость с механическими примесями, при этом очищается и восстанавливается проходное сечение перфорации 23 пласта 1.
Наиболее эффективное освоение скважины происходит после очистки призабойной зоны пласта от фильтрата и механических примесей под воздействием глубокой депрессии на осваиваемый пласт, при этом происходит вынос из пограничной зоны перфорации пласта инородной жидкости с механическими примесями, затрудняющими освоение скважины свабированием.
Таким образом, предлагаемое устройство позволяет произвести предварительную очистку призабойной зоны пласта путем создания глубокой депрессии на пласт, что повышает эффективность дальнейшего освоения пласта.
Затем в колонну НКТ 3 (см. фиг. 2) на канате спускают сваб 7 до взаимодействия сваба 7 с седлом 6. Далее начинают процесс освоения пласта 1 свабированием с помощью наземного привода, например агрегатом для свабирования (не показано).
Производят отбор жидкости по колонне НКТ 3 (см. фиг. 2) свабированием из подпакерной зоны 24 через открытые отверстия верхнего 9 и нижнего 10 рядов фильтра 4 до получения стабильного притока продукции пласта 1 путем периодического подъема жидкости по колонне НКТ 3 с помощью сваба 7, определенных порций жидкости из скважины 2 при последовательном ступенчатом снижении уровня жидкости и соответствующем изменении глубины спуска сваба 7 при каждом последующем ходе. Высота поднимаемого столба жидкости и, соответственно, объем жидкости, поднимаемой за один цикл, определяются погружением сваба 7 под уровень жидкости в каждом цикле.
После получения стабильного притока продукции из пласта 1 при разобщенных подпакерной 24 и надпакерной 25 зон извлекают сваб 7 из колонны НКТ 3.
На устье скважины 2 производят установку в колонну НКТ 3 пробки 19 (см. фиг. 3). Пробку 19 под действием избыточного давления, создаваемого насосным агрегатом во внутреннем пространстве 14 колонны НКТ 3 выше пробки 19, например цементировочным агрегатом ЦА-320, проталкивают по колонне НКТ 3 вниз до взаимодействия с седлом 6.
При определенном давлении, создаваемом во внутреннем пространстве 14 колонны НКТ 3 выше пробки 19 насосным агрегатом, например 9,0 МПа, происходят разрушения срезных элементов 16, фиксирующих седло 6 в колонне НКТ 3.
В результате седло 6 и пробка 19 смещаются вниз до упора седла 6 в ограничитель 20, выполненный на нижнем конце колонны НКТ 3, при этом происходит открытие ряда 15 каналов колонны НКТ 3, и стопорное разрезное пружинное кольцо 18 (см. фиг. 5) фиксирует пробку 19 от осевого перемещения вверх за ее верхний торец 21 после упора седла 6 в ограничитель 20 колонны НКТ 3.
Далее в колонну НКТ 3 (см. фиг. 2 и 4) вновь спускают сваб 7 и производят отбор скважинной жидкости расчетного объема по колонне НКТ 3 свабированием из надпакерной зоны 25 и внутреннего пространства 14 колонны НКТ 3.
По окончании свабирования расчетного объема жидкости извлекают из колонны НКТ 3 сваб 7, затем производят распакеровку (снятие) пакера 5 и его извлечение вместе с колонной НКТ 3. Расчетный объем скважинной жидкости равен сумме объемов скважинной жидкости во внутреннем пространстве 14 колонны НКТ 3 выше пробки 19 и надпакерной зоне 25 скважины 1, например составляет 15 м.
Повышается качество освоения пласта 1 за счет исключения обратного попадания скважиной жидкости в пласт в скважинах с высоким пластовым давлением вследствие того, что пробка герметично фиксируется в колонне НКТ и предотвращает перетоки скважинной жидкости по колонне НКТ 3.
Устройство позволяет сократить длительность освоения в скважинах с высоким пластовым давлением, так как время затрачивается только на отбор расчетного объема скважинной жидкости, что достигается благодаря пробке 19, исключающей переток скважинной жидкости из пласта 1 в надпакерную зону 25 скважины 2.
Предлагаемое устройство позволяет повысить эффективности освоения пласта за счет предварительной очистки призабойной зоны пласта путем создания глубокой депрессии на пласт, а также повысить качество освоения пласта за счет исключения обратного попадания скважиной жидкости в пласт в скважинах с высоким пластовым давлением и сократить длительность освоения в скважинах с высоким пластовым давлением путем исключения перетока скважинной жидкости из пласта в надпакерную зону скважины (снизу вверх) путем герметичного отключения перетока в колонне НКТ.