УСТРОЙСТВО ДЛЯ ЭКСПЛУАТАЦИИ ПЛАСТА С ЗОНАМИ РАЗЛИЧНОЙ ПРОНИЦАЕМОСТИ

Полезная модель относится к нефтегазодобывающей промышленности, а именно к разработке и эксплуатации нефтяных пластов с зонами различной проницаемости в том числе с помощью боковых и боковых горизонтальных стволов из эксплуатационных колонн.
Известно «Оборудование для эксплуатации нефтяного пласта из двух и более пропластков одной скважины» (а.с. СССР №1613587 А1, МПК Е21В 43/14, опубл. Бюлл. №46 от 15.12.1990 г.), содержащее концентрично установленную в скважине колонну лифтовых труб с последовательно установленными по ее высоте уплотнительными расширяющимися элементами, обратные клапаны, последовательно размещенные между уплотнительными элементами, средство для механизированного подъема нефти и устьевую арматуру, причем, с целью повышения эффективности в его работе за счет обеспечения направленного нагнетания жидкости в низкопроницаемые пропластки при одновременном извлечении нефти из продуктивных смежных с ними пропластков, на колонне лифтовых труб расположены обратные клапаны, одни из которых установлены с возможностью обеспечения прохода нефти из продуктивных пропластков в колонну лифтовых труб, а другие - из колонны лифтовых труб в низкопроницаемые пропластки, причем уплотнительные элементы установлены с возможностью перекрытия в рабочем положении низкопроницаемых и продуктивных пропластков.
Основными недостатками этого оборудования являются:
- отсутствие фильтрации в технологических каналах, что может привести к частичной или полной потере проходного сечения этих каналов и быстрому выходу из строя приемных клапанов;
- отсутствие возможности обработки конкретных участков продуктивного пласта технологическими растворами, т.к. приемные клапаны не регулируемые;
- не возможность применения данного способа в открытом стволе ввиду высокой вероятности перетока скважинной жидкости через запакерное (между пакером и стенкой скважины) пространство при повышенных внутрипластовых давлениях.
- невозможность применения данного оборудования в боковых и боковых горизонтальных стволах скважин, т.к. управление работой оборудования осуществляется с поверхности при помощи спускаемых на проволоке грузов;
- сложность конструкции оборудования, связанная с большим количеством узлов и деталей, в частности, сложна конструкция механизма управления, содержащая емкости соединенные между собой снаружи трубками, что снижает надежность оборудования и, в случае поломки трубок может привести к возникновению аварийной ситуации.
Наиболее близким по технической сущности к заявляемому является «Устройство для одновременной эксплуатации нескольких продуктивных пластов одной скважиной» (а.с. СССР №907225, МПК Е21В 43/14, опубл. Бюлл. №7 от 23.02.1982 г.), выполненное в виде, расположенных в корпусной детали, регулирующих клапанных втулок, снабженных проходными каналами и захватными элементами и управляемых с дневной поверхности при помощи механизма управления, снабженного ответным захватным элементом, причем, с целью обеспечения возможности регулирования дебита пластов при значительных межпластовых перепадах давления, захватные элементы клапанных втулок расположены выше проходных каналов, а механизм управления выполнен в виде двух радиально подпружиненных и кинематически связанных между собой полувтулок, из которых расположен захватный элемент механизма управления. Кроме того, с целью обеспечения возможности селективного перемещения клапанных втулок вверх и/или вниз, захватный элемент механизма управления выполнен с торцевой рабочей поверхностью с одной стороны и с конусообразной поверхностью с другой, а захватные элементы клапанных втулок выполнены в виде кольцевых выступов с разной длиной, уменьшающейся в сторону забоя скважины, а подпружиненные полувтулки механизма управления снабжены сменными вкладышами с выполненными в них канавками, длина которых соответствует длине кольцевых выступов клапанных втулок. Причем, с целью точного управления моментом схватывания и отпускания клапанных втулок механизмом управления, на корпусной детали выполнены кольцеобразные выступы, а на полувтулках механизма управления выполнены сменные и/или установочно подвижные выступы для взаимодействия с выступами на корпусной детали.
Недостатками данного оборудования являются:
- невозможность применения данного способа в открытом стволе ввиду высокой вероятности перетока скважинной жидкости через запакерное (между пакером и стенкой скважины) пространство при повышенных внутрипластовых давлениях.
- невозможность применения данного оборудования в боковых и боковых горизонтальных стволах скважин, т.к. механизм управления работой устройства подвешен на тросе;
- сложность конструкции оборудования, связанная с большим количеством узлов и деталей, требующих точной подгонки и настройки.
Технической задачей предлагаемого устройства является избирательность работы и обработки в открытом пласте с различной проницаемостью, что приводит к повышению рентабельности подобных пластов при эксплуатации скважин, в том числе с боковыми и боковыми горизонтальными стволами, за счет более полного извлечения углеводородов, исключения аварийных ситуаций, связанных с несанкционированными перетоками скважинных жидкостей из одной зоны в другую, и повышения надежности механизма управления скважиной регулируемыми клапанами.
Техническая задача решается устройством для эксплуатации пласта с зонами различной проницаемости, включающем обсадную колонну с пакерами, разделяющими пропластки, и регулируемыми с устья клапанами, размещенными между пакерами, причем каждый управляемый клапан выполнен в виде корпуса с проходными отверстиями и подвижной в осевом направлении втулкой, выполненной с возможностью открытия и закрытия отверстий в крайних положениях под действием толкателя и/или захвата, а каждая втулка оснащена сужением, проходной диаметр которого тем меньше, чем клапан ближе расположен к забою скважины.
Новым является то, что снаружи пакеров размещены пластыри, а снаружи корпусов клапанов - фильтры, при этом для перемещения втулки толкатель и/или захват соединены с технологической колонной, причем толкатель, используемый для перемещения втулки вниз, выполнен в виде поджатого вниз пружиной, усилие которой превосходит усилие сдвига втулки, патрубка с кольцевым выступом, наружный диаметр которого больше проходного диаметра соответствующего ему сужения втулки, но меньше аналогичных проходных диаметров сужений втулок дальше расположенных от забоя скважины, а захват, используемый для перемещения втулки вверх, выполнен в виде корпуса с поджатыми наружу пружинами шариками, при этом диаметр описанной вокруг шариков окружности больше проходного диаметра соответствующего ему сужения втулки, но меньше аналогичных проходных диаметров сужений втулок дальше расположенных от забоя скважины, а усилие пружин достаточно для сдвига соответствующей втулки шариками.
На фиг.1 изображена схема одновременно-раздельной эксплуатации пласта в горизонтальном стволе скважины.
На фиг.2 - конструкция фильтра с управляемым клапаном.
На фиг.3 и фиг.4 - соответственно процесс открытия и закрытия управляемого клапана.
Устройство работает следующим образом.
После бурения скважины 1 (см. фиг.1), производят цементирование обсадной колонны 2 выше продуктивного пласта 3. Вскрытие пласта 3 производят углублением ствола 4. После чего производят геофизические исследования пласта 3 в углублении ствола 4 для выявления зон с низкой проницаемостью 5. Изоляцию зон с низкой проницаемостью 5 пласта 3 производят установкой пластырей 6 необходимой длины (от 10 до 50 м), герметично устанавливаемых напротив этих зон 5. При необходимости дополнительной изоляции зон с низкой проницаемостью 5 перед установкой пластырей 6 в эти зоны закачивают гидрофобный состав. Осуществляют спуск колонны труб 7 с пакерами 8 и 9 (длиной не более 3 м каждый), изолирующими соответственно пласт 3 и зоны с низкой проницаемостью 5, и клапанами 10 (см. фиг.2-4), размещенными между пакерами 9 (см. фиг.1), устанавливаемыми в пределах пластырей 6 и изолирующими зоны с низкой проницаемостью 5. Так как размер пластыря 6 значительно больше размера пакера 9 технических проблем в установке пакеров 9 в пределах пластырей 6 не возникает. Клапаны 10 (см. фиг.2-4) оснащают перед спуском фильтрами 11 (см. фиг.1, 2), для исключения прохождения крупных твердых частиц с продукцией пласта 3 (см. фиг.1), которые могут привести к выходу из строя подвижных частей клапана 10 (см. фиг.2-4). Клапаны 10 колонны труб 7 (см. фиг.1) изготавливают управляемыми с возможностью механического открывания (см. фиг.3) и закрывания (см. фиг.4) для добычи продукции пласта 3 (см. фиг.1) из зон с высокой проницаемостью 12 через фильтры 11.
Управляемые клапаны 10 (см. фиг.2) могут быть выполнены любой известной конструкции с механическим управлением с устья скважины 1 (см. фиг.1), например, в виде корпуса 13 (см. фиг.2) с проходными отверстиями 14 и подвижной в осевом направлении втулкой 15, выполненной с возможностью открытия (см. фиг.3) и закрытия (см. фиг.4) отверстий 14 в крайних положениях. Причем каждая втулка 15 (см. фиг.2) оснащена сужением 16, проходной диаметр которой тем меньше, чем клапан 10 ближе расположен к забою 17 (см. фиг.1) скважины 1.
Для перемещения втулки 15 (см. фиг.3) вниз технологическую колонну 18 (например, колтюбинг) оснащают толкателем 19, выполненным в виде поджатым вниз пружиной 20, усилие которой превосходит усилие сдвига втулки 15, патрубком 21 с кольцевым выступом 22, наружный диаметр которого больше проходного диаметра соответствующего ему сужения 16 втулки 15, но меньше аналогичных проходных диаметров сужений 16 втулок 15 дальше расположенных от забоя 17 (см. фиг.1). При спуске в скважину толкатель 19 (см. фиг.3) проходит вышележащие от забоя 17 (см. фиг.1) клапаны 10 (см. фиг.3) за счет наклонных фасок их сужений 16 и наклонных фасок выступа 22, до упора его в соответствующее сужение 16 втулки 15, которая перемещается вниз под весом технологической колонны 18. По достижении нижнего крайнего положения втулкой 16 (например, до взаимодействия ее с упором 23) пружина 20 сжимается и технологическая колонна 18 разгружается на сужение 16 втулки 15, что отмечается снижением веса технологической колонны 18 на устьевом индикаторе веса (на фиг. не показан). После чего технологическая колонна 18 с толкателем 19 извлекается из скважины 1 (см. фиг.1)
Для перемещения втулки 15 (см. фиг.4) вверх технологическую колонну 18 (например, колтюбинг) оснащают захватом 24, выполненным в виде корпуса 25 с поджатым наружу пружиной 26 шариком 27. Усилие пружины 26 достаточно для сдвига втулки 15 шариком 27. Наружный диаметр описанной вокруг шариков 27 окружности больше проходного диаметра соответствующего ему сужения 16 втулки 15, но меньше аналогичных проходных диаметров сужений 16 втулок 15 дальше расположенных от забоя 17 (см. фиг.1). При спуске в скважину захват 24 (см. фиг.4) проходит вышележащие от забоя 17 (см. фиг.1) клапаны 10 (см. фиг.4) за счет наклонных фасок их сужений 16 до упора его в соответствующее сужение 16 втулки 15, которая опирается на упор 23. Под весом технологической колонна 18 шарики 27, взаимодействуя с фасками соответствующего сужения 16, сжимают пружину 26 и утапливаются в корпус 25 захвата 24. После чего шарики 27 проходят данное сужение 16, что контролируется глубиной спуска захвата 24 и регистрируется кратковременным снижением веса технологической колонны 18 на устьевом индикаторе веса. Затем захват 24 для гарантированного прохода шарика - 27 через сужение 16 втулки 15 приспускают вниз на 05-1,5 метра с последующим поднятием вверх. В результате шарики 27 упираются со стороны забоя 17 (см. фиг.1) в сужение 16 (см. фиг.4) соответствующей втулки 15, приподымая ее до верхнего крайнего положения (например, до взаимодействия ее с упором 28). После чего под усилием подъемного механизма (на фиг. не показан), тянущего технологическую колонну 18 вверх, шарики 27, взаимодействуя с фасками соответствующего сужения 16, сжимают пружину 26 и утапливаются в корпус 25 захвата 24 и проходят данное сужение 16. После чего технологическая колонна 18 с захватом 24 извлекается из скважины 1 (см. фиг.1).
Так как при размещении колонны труб 7, расстояние между установленными клапанами 10 (см. фиг.2-4) фиксируется в журнале, то для одновременного перемещения за один спуско-подъем вниз и вверх соответствующих втулок 15 (см. фиг.4 и 3) технологическая колонна 18 оснащается соответственно толкателями 19 и захватами 24, соединенными технологическими втулками (на фиг. не показаны) при помощи нижней 29 (см. фиг.4 и 3) и верхней 30 резьб, так, что при взаимодействии выступов 22 (см. фиг.3) толкателей 19 с соответствующими сужениями 16 втулок 15, захваты 24 (см. фиг.4) располагаются ниже соответствующих им сужений 16 втулок 15 на 0,5-1,5 метра. При перемещении вниз под весом технологической колонны 18 (см. фиг.3) все соответствующие толкателям 19 втулки 15 перемещаются вниз до упора 23, а наличие возможности осевого перемещения патрубка 21 относительно толкателя 19 нивелирует допуски при изготовлении толкателей 19 и при сборке технологическими патрубками с другими толкателями 19. Конец операции перемещения соответствующих втулок 15 вниз регистрируется снижением веса технологической колонны труб 18 на устьевом индикаторе веса. При перемещении вверх технологической колонны 18 (см. фиг.4) шарики 27 упираются снизу в сужение 16 соответствующих им втулок 15, перемещая их до упора 28. Так как последовательность перемещения вверх втулок 15 не регламентируется и наличие допуска в 1 м (0,5-1,5 м) исключает ошибочные пропуски и не перемещение вверх соответствующих втулок 15. После чего технологическую колонну 18 с технологическими патрубками 21, захватами 24 и толкателями 19 (см. фиг.3) извлекают из скважины.
Причем перемещение втулок 15 (см. фиг.3) вниз является для клапана 10 открытием, а вверх - закрытием (см. фиг.4), или - наоборот (на фиг.2-4 не показано) определяется разработчиками для каждой конкретной скважины 1 (см. фиг.1).
Для исследования, обработки реагентами или добычи продукции пласта 3 из одной из зон 12 или нескольких зон высокой проницаемости, клапаны 10 (см. фиг.3), размещенные напротив этих зон 12 (см. фиг.1) переводят в положение «открыто» (см. фиг.2 и 3), а остальные - в положение «закрыто» (см. фиг.4) описанным выше способом.
Для закачки реагентов в определенную зону высокой проницаемости 12 с последующей выдержкой, переводят все клапаны 10 (см. фиг.4) в положение «закрыто». Затем технологическую колонну оснащают соответствующим клапану 10 толкателем 19 (см. фиг.3) и располагаемым ниже захватом 24 (см. фиг.4). После открытия соответствующего клапана 10 (см. фиг.3) через технологическую колонну 18 закачивают в данную зону 12 (см. фиг.1) через фильтр 11 необходимые для обработки пласта реагенты, после чего клапан 10 (см. фиг.4) закрывают и выдерживают необходимое время. При этом технологическая колонна 18 может не находится под давлением, и через нее может быть произведена промывка скважины 1 (см. фиг.1) для вытеснения оставшихся в скважине реагентов.
Далее необходимые клапаны 10 (см. фиг.3) отрывают из соответствующих этим клапанам 10 зон высокой проницаемости 12 (см. фиг.1) добывают продукцию пласта 3.
Для проведения работ, связанных, например, с обводнением одной или нескольких зон высокой проницаемости 12, проводят последовательное открывание и закрывание клапанов 10 (см. соответственно фиг.3 и 4). После чего при необходимости обрабатывают реагентами (например, соляной кислотой) выбранные зоны высокой проницаемости 12 (см. фиг.1) при открытых соответствующих клапанах 10 (см. фиг.3) и закрытых остальных клапанах 10 (см. фиг.4). После чего принимается решение какие клапана 10 закрыть, а какие - открыть (см. фиг.3 и 4).
После чего продолжают добычу продукции пласта 3 скважины 1 любым известным способом (например, погружным насосом).
Предлагаемое устройство дает возможность в любых сочетаниях избирательной работы и обработки в открытом пласте с различной проницаемостью, что приводит к повышению рентабельности подобных пластов при эксплуатации скважин, в том числе с боковыми и боковыми горизонтальными стволами, за счет более полного извлечения углеводородов, исключения аварийных ситуаций, связанных с несанкционированными перетоками скважинных жидкостей из одной зоны в другую, и повышения надежности механизма управления скважиной регулируемыми клапанами.