УСТРОЙСТВО ДЛЯ ПРОМЫВКИ СКВАЖИНЫ

Полезная модель относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к устройствам для промывки скважины во время проведения подземного или капитального ремонта скважин.
Наиболее близким к заявляемому по совокупности сходных признаков техническому решению является устройство для герметизации эксплуатационной колонны при промывке скважины с пескопроявлениями, содержащее два пакерующих механизма, в верхнем из которых в наружную трубу введена внутренняя труба, на концах которой выполнены уплотнения для герметичного скольжения внутри НКТ, имеющие диаметр больше диаметра внутренней трубы, труба с радиальными отверстиями верхним концом привинчена к НКТ, имеет внутренний буртик диаметром меньше диаметра уплотнения внутренней трубы, нижним концом упирается в верхний срез забойного пакера, забойный пакер прикреплен к наружной трубе нижним срезом, нижний пакерующий механизм идентичен верхнему пакерующему механизму, находится ниже, соосно, в перевернутом положении, имеет с верхним пакерующим механизмом общие наружную и внутреннюю трубы, труба с радиальными отверстиями нижнего пакерующего механизма привинчена к хвостовику, в полость которого введено нижнее уплотнение внутренней трубы (см. патент РФ №2305173 кл. МПК 21В 37/00, опубл. 27.01.2007 г.).
Недостатками данного технического решения являются:
- недостаточная герметичность уплотнений наружной и внутренней трубы с НКТ;
- недостаточная негерметичность верхнего и нижнего пакерующих механизмов (пакеров) с эксплуатационной колонной при промывке скважины с допуском;
- незащищенность радиальных отверстий наружной и внутренней трубы, т.к. при промывке забоя скважины происходит попадание окалины, шлама, призабойной грязи во внутреннюю трубу и ее осаждение, что приводит к прекращению циркуляции жидкости в трубном и затрубном пространстве.
Технической задачей предлагаемой полезной модели является создание устройства, обеспечивающего эффективную промывку ствола и забоя скважины при проведении подземного или капитального ремонта скважины, которое не снижает коллекторские свойства пласта и не зависит от приемистости пласта.
Поставленная задача решается тем, что в устройстве для промывке скважины, колонна насосно-компрессорных труб выше верхнего пакера дополнительно снабжена фильтром и шламоуловителем, причем нижний пакер с размещенным на нижнем конце пером соединен с верхним пакером патрубком, внутренний диаметр которого равен внутреннему диаметру насосно-компрессорной трубы, а длина патрубка больше толщины продуктивного пласта, кроме этого для промывки забоя скважины в колонне насосно-компрессорных соосно размещена насосно-компрессорная труба меньшего диаметра, которая также оснащена пером.
Отличительными признаками устройства для промывки скважины являются то, что колонна насосно-компрессорных труб выше верхнего пакера дополнительно снабжена фильтром и шламоуловителем, а также то что в колонне насосно-компрессорных труб размещена насосно-компрессорная труба меньшего диаметра.
На фиг.1 показан общий вид данного устройства.
Устройство содержит колонну насосно-компрессорных труб 1, верхний пакер 2, нижний пакер 3, патрубок 4 соединяющий верхний и нижний пакеры, перо 7. Для циркуляции промывочной жидкости из трубного НКТ в затрубное пространство эксплуатационной колонны и осаждения, накопления скважинной грязи, окалины выше верхнего пакера 2 установлены фильтр 8 и шламоуловитель 9. Внутри колонны НКТ 1 установлена колонна НКТ меньшего диаметра 5, конец которой оснащен пером 7. Колонна насосно-компрессорных труб 5 подсоединяется к промывочному оборудованию, установленному на устье скважины. Патрубок 4 изготавливается в зависимости от толщины эксплуатируемого пласта.
Устройство работает следующим образом.
При производстве ПРС производят расчет по длине спускаемого оборудования (в зависимости от глубины скважины, эксплуатируемого пласта, наличия зумпфа и состояния забоя). Собирают и спускают в скважину колонну насосно-компрессорных труб 1 с пером 6, установленными фильтром 8, шламоуловителем 9 и 2-мя пакерами 2 и 3. Производят одновременную посадку 2-х пакеров в заданном интервале эксплуатационной колонны 10 выше текущего забоя на 10-20 метров. А затем спускают колонну НКТ-1.5" 5 с пером 7 во внутреннее пространство НКТ-3.0" 1. Не доходя (по замеру НКТ-1.5" 5) до текущего забоя 10-20 метров производят обвязку спущенных НКТ-1.5" 5 с промывочным оборудованием, установленным на устье скважины с насосным агрегатом и водовозом (на входе) и НКТ-3.0" с желобной емкостью (на выходе). Устанавливают сальниковое устройство между межтрубным пространством 1,5" и 3.0" НКТ на устье скважины и производят прямую промывку скважины. При этом, промывочная жидкость подаваемая по НКТ-1.5" достигнув забоя скважины, за счет давления и восходящего потока вместе с призабойной грязью и шламом поднимается вверх и через межтрубное пространство колонны НКТ-1,5" 5 и колонны НКТ-3.0" 1 через отверстия в фильтре 8 попадает в межтрубное пространство НКТ-3.0" 1 и эксплуатационной колонны 10 и далее поступает в желобную емкость (стрелками обозначено движение потока технологической промывочной жидкости). При этом забойная грязь и шлам скапливается и осаждается в шламоуловителе 9. При достижении искусственного (планируемого) забоя, которое определяют по замеру НКТ-1.5" 5 производят окончание промывки, срыв пакеров и подъем данного оборудования. Далее производят дальнейшие работы по план на подземный (капитальный) ремонт скважины.
Определение герметичности посадки верхнего пакера определяют путем закачки технологической жидкости в межтрубное пространство НКТ-3.0" 1 и эксплуатационной колонны 10, а герметичность нижнего пакера путем закачки жидкости в межтрубное пространство 1,5" 5 и 3.0" 1 НКТ или в НКТ-1,5" 5, предварительно установив на выходе жидкости в зависимости от вида опрессовки отсекающую задвижку с стравливающим клапаном на устье скважины.
При проведении обратной промывки ствола скважины данное оборудование спускают по той же схеме, при этом технологическая (промывочная) жидкость подается от насосного агрегата и водовоза на вход в межтрубное пространство (эксплуатационной колонны 10 с НКТ-3.0" 1 скважины, а желобную емкость обвязывают с выходом технологической жидкости из НКТ-1.5" 5.
Применение данного устройства для промывки ствола и забоя скважины исключает попадание и отрицательное влияние промывочной технологической жидкости на коллекторские свойства пласта, исключает попадание забойной грязи и шлама в призабойную зону пласта, сокращает время на освоение скважины после проведения подземного или капитального ремонта скважины, сохраняет дебит нефти (добывные возможности) эксплуатируемого пласта.