RU156127U1 - Перфоратор для вскрытия обсадной колонны скважины при большом перепаде давлений - Google Patents

Abstract

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, а именно к устройствам для вскрытия обсадной колонны скважины при большом перепаде давлений, в том числе с низким пластовым давлением, в режиме депрессии или при использовании в глубоких скважинах.

Перфоратор для вскрытия обсадной колонны скважины при большом перепаде давлений, спускаемый на колонне труб, включающий трубчатый корпус с радиальными каналами в верхней части, опорный корпус с клиновым толкателем, оснащенным резцедержателями с рабочими резцами, поршень, соединенный штоком с клиновым толкателем и поджатый пружиной вверх от наружного кожуха, установленного снаружи поршня с возможностью герметичного продольного перемещения относительно него вверх и соединенного жестко с опорным корпусом, который выполнен с возможностью взаимодействия снизу с резцедержателями, пусковой золотниковый корпус, установленный с возможностью продольного перемещения вниз относительно трубчатого корпуса с герметичным перекрытием его радиальных каналов и жестко соединенный с колонной труб, и цилиндрический патрубок, жестко соединенный снизу с опорным корпусом, жестко соединенным снизу с опорным корпусом, и оснащенный снаружи на верхнем конце расширяющимся вверх конусным выступом, и якорем, установленным с возможностью возвратно-поступательного и вращательного перемещения, состоящим из корпуса с направляющим штифтом, подпружиненных наружу центраторов с поджатыми внутрь плашками, выполненными с возможностью взаимодействия с конусным выступом в рабочем положении. На наружной поверхности цилиндрического патрубка выполнены взаимодействующие с направляющим штифтом проточки, состоящие из продольных короткого и длинного пазов, соединенных фигурными пазами, верхний из которых, соединенный со средней частью длинного паза, оснащен технологической выборкой так, что при неконтролируемом возвратно-поступательном перемещении якоря относительно цилиндрического патрубка направляющий штифт располагается вне верхней части длинного паза, а при расчетном ограниченном перемещении якоря вниз относительно цилиндрического патрубка с последующим подъемом направляющий штифт будет располагаться в верхней части длинного паза - рабочее положение. Трубчатый корпус оснащен снизу пластинчатым наружным упором, ниже радиальных каналов - кольцевым наружным ограничителем, выполненным с возможностью взаимодействия снизу с кожухом, а сверху - с золотниковым корпусом. Трубчатый корпус сверху заглушен, а ниже заглушенной части и выше радиальных каналов снабжен радиальными отверстиями, выполненными с возможностью герметичного перекрытия при перемещении вверх золотникового корпуса относительно трубчатого корпуса, который вставлен телескопически в поршень, в штоке которого выполнены продольные радиальные вырезы под пластинчатый упор трубчатого корпуса. Кожух выше опорного корпуса снабжен внутри кольцевым упором, шток поршня ниже продольных вырезов - наружным кольцевым выступом, а пружина установлена между наружным выступом штока и кольцевым упором кожуха, а дополнительная пружина установлена между пластинчатым упором и поршнем снаружи штока, трубчатый корпус снабжен глухой перегородкой и выполнен с возможностью сообщения полости выше перегородки с внутрискважинным пространством технологического отверстия через полость штока при перемещении поршней вниз. Технологическое отверстие выполнено соосно в клиновом толкателе, снабженным в верхней части радиальными переточными отверстиями, сообщенными с технологическим отверстием, при этом резцедержатель с резцом снабжены гидромониторными каналами, выполненными с возможностью сообщения с соответствующими переточными отверстиями клинового толкателя, а технологическое отверстие снабжено жиклером с тарированными отверстием для регулировки расхода жидкости.

Предлагаемый перфоратор для вскрытия обсадной колонны скважины позволяет создавать радиальные перфорационные каналы в скважине с гидродинамическим воздействием на заколонный цементный камень и стенки скважины и с регулируемым сбросом жидкости из колонны труб в скважину после вскрытия обсадной колонны для обеспечения полного вылета резцов и получения максимально возможных перфорационных отверстий.

1 н.п.ф., 3 ил. на 1 л

Description

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, а именно к устройствам для вскрытия обсадной колонны скважины при большом перепаде давлений, в том числе с низким пластовым давлением, в режиме депрессии или при использовании в глубоких скважинах.

Известно «Устройство для создания перфорационных каналов в обсадной колонне скважины» (патент RU ПМ №68587, E21B 43/114, опубл. 27.11.2007), включающее трубный корпус с размещенным на нем гидроцилиндром с хвостовиком и подпружиненным поршнем, которые выполнены с возможностью ограниченного осевого перемещения относительно трубного корпуса, внутреннее пространство которого разобщено, при этом поршень оснащен снизу клиновым толкателем с переточными отверстиями, взаимодействующим с резцедержателями с перфорационными резцами, которые размещены на конце хвостовика с возможностью радиального возвратно-поступательного перемещения под действием клинового толкателя, при этом оно снабжено дополнительными цилиндрами, соединенными сверху с гидроцилиндром и дополнительными поршнями, соединенными сверху с подпружиненным поршнем и с образованием между трубным корпусом и дополнительными поршнями кольцевой полости, сообщенной с надпоршневой полостью всех цилиндров, а переточные отверстия клинового толкателя изготовлены в виде каналов, выполненных в верхней части клинового толкателя со стороны его плоскостей, взаимодействующих с резцедержателями, причем подпружиненный поршень дополнительно подпружинен относительно гидроцилиндра, а трубный корпус разобщен глухой перегородкой, верхняя полость которого сообщена с кольцевой полостью, а нижняя - с подпоршневой полостью гидроцилиндра и переточными отверстиями, а также выполнена с возможностью взаимодействия с кольцевой полостью при перемещении подпружиненного поршня вниз, при этом резцедержатель с резцом снабжены гидромониторными каналами, выполненными с возможностью сообщения с переточными отверстиями клинового толкателя, при сообщении нижней полости трубного корпуса с кольцевой полостью, количество последовательно установленных над гидроцилиндром дополнительных цилиндров с дополнительными поршнями может быть не менее одного.

Недостатками данного устройства являются:

1. большие изгибающие при перфорации на устройство нагрузки, которые могут привести к преждевременному выходу его из строя, возникающие из-за того, что фиксируется перед перфорацией верхняя часть устройства, а нижняя, принимающая основную нагрузку при перфорации, - находится в свободном положении;

2. необходимость постоянного залива жидкости после каждой установки устройства, так как жидкость из колонны труб полностью сливается в скважины при извлечении резцов из стенок скважины, что приводит к лишним затратам;

3. неконтролируемый вылет резцов, особенно в скважинах с большим перепадом давлений в колонне труб и скважине, в том числе при низком пластовом давлении, при работе в режиме депрессии или при использовании в глубоких скважинах, так как при большом перепаде давлений неконтролируемый сброс жидкости через гидромониторные отверстия резцов может привести к быстрому выравниванию давлений в колонне труб и скважине и недожатию поршнями клина для максимального вылета резцов.

Наиболее близким является «Перфоратор для работы в скважинах с низким пластовым давлением и/или в режиме депрессии» (патент RU №2407882, E21B 43/112, опубл. 27.12.2010), спускаемый на колонне труб, включающий трубчатый корпус с радиальными каналами в верхней части, опорный корпус с клиновым толкателем, оснащенным резцедержателями с рабочими резцами, поршень, соединенный штоком с клиновым толкателем и поджатый пружиной вверх от наружного кожуха, установленного снаружи поршня с возможностью герметичного продольного перемещения относительно него вверх и соединенного жестко с опорным корпусом, который выполнен с возможностью взаимодействия снизу с резцедержателями, пусковой золотниковый корпус, установленный с возможностью продольного перемещения вниз относительно трубчатого корпуса с герметичным перекрытием его радиальных каналов и жестко соединенный с колонной труб, и цилиндрический патрубок, оснащенный снаружи на верхнем конце расширяющимся вверх конусным выступом и якорем, установленным с возможностью возвратно-поступательного и вращательного перемещения, состоящим из корпуса с направляющим штифтом, подпружиненных наружу центраторов с поджатыми внутрь плашками, выполненными с возможностью взаимодействия с конусным выступом в рабочем положении, при этом на наружной поверхности цилиндрического патрубка выполнены взаимодействующие с направляющим штифтом проточки, состоящие из продольных короткого и длинного пазов, соединенных фигурными пазами, верхний из которых, соединенный со средней частью длинного паза, оснащен технологической выборкой так, что при неконтролируемом возвратно-поступательном перемещении якоря относительно цилиндрического патрубка направляющий штифт располагается вне верхней части длинного паза, а при расчетном ограниченном перемещении якоря вниз относительно цилиндрического патрубка с последующим подъемом направляющий штифт будет располагаться в верхней части длинного паза - рабочее положение, отличающийся тем, что цилиндрический патрубок конусным расширением жестко снизу соединен с опорным корпусом, трубчатый корпус оснащен снизу пластинчатым наружным упором, а ниже радиальных каналов - кольцевым наружным ограничителем, выполненным с возможностью взаимодействия снизу с кожухом, а сверху - с золотниковым корпусом, причем трубчатый корпус сверху заглушен, а ниже заглушенной части и выше радиальных каналов снабжен радиальными отверстиями, выполненными с возможностью герметичного перекрытия при перемещении вверх золотникового корпуса относительно трубчатого корпуса, который вставлен телескопически в поршень, в штоке которого выполнены продольные радиальные вырезы под пластинчатый упор трубчатого корпуса; при этом кожух выше опорного корпуса снабжен внутри кольцевым упором; шток поршня ниже продольных вырезов - наружным кольцевым выступом, а пружина установлена между наружным выступом штока и кольцевым упором кожуха, а дополнительная пружина установлена между пластинчатым упором и поршнем снаружи штока.

Недостатками данного устройства являются:

1. отсутствие гидравлического размытия заколонного цементного камня и стенок скважины после вскрытия обсадной колонны;

2. неконтролируемый вылет резцов, особенно в скважинах с большим перепадом давлений в колонне труб и скважине, в том числе при низком пластовом давлении, при работе в режиме депрессии или при использовании в глубоких скважинах, так как при большом перепаде давлений неконтролируемый сброс жидкости через сливные отверстия с нерегулируемым диаметром привести к быстрому выравниванию давлений в колонне труб и скважине и недожатию поршнями клина для максимального вылета резцов.

Техническими задачами предлагаемой полезной модели являются создание конструкции перфоратора, позволяющей производить гидравлический размыв заколонного цементного камня и стенок скважины при регулируемом сбросе жидкости из колонны труб в скважину после вскрытия обсадной колонны.

Техническая задача решается перфоратором для вскрытия обсадной колонны скважины при большом перепаде давлений, спускаемым на колонне труб, включающим трубчатый корпус с радиальными каналами в верхней части, опорный корпус с клиновым толкателем, оснащенным резцедержателями с рабочими резцами, поршень, соединенный штоком с клиновым толкателем и поджатый пружиной вверх от наружного кожуха, установленного снаружи поршня с возможностью герметичного продольного перемещения относительно него вверх и соединенного жестко с опорным корпусом, который выполнен с возможностью взаимодействия снизу с резцедержателями, пусковой золотниковый корпус, установленный с возможностью продольного перемещения вниз относительно трубчатого корпуса с герметичным перекрытием его радиальных каналов и жестко соединенный с колонной труб, и цилиндрический патрубок, жестко соединенный снизу с опорным корпусом, жестко соединенным снизу с опорным корпусом, и оснащенный снаружи на верхнем конце расширяющимся вверх конусным выступом, и якорем, установленным с возможностью возвратно-поступательного и вращательного перемещения, состоящим из корпуса с направляющим штифтом, подпружиненных наружу центраторов с поджатыми внутрь плашками, выполненными с возможностью взаимодействия с конусным выступом в рабочем положении, при этом на наружной поверхности цилиндрического патрубка выполнены взаимодействующие с направляющим штифтом проточки, состоящие из продольных короткого и длинного пазов, соединенных фигурными пазами, верхний из которых, соединенный со средней частью длинного паза, оснащен технологической выборкой так, что при неконтролируемом возвратно-поступательном перемещении якоря относительно цилиндрического патрубка направляющий штифт располагается вне верхней части длинного паза, а при расчетном ограниченном перемещении якоря вниз относительно цилиндрического патрубка с последующим подъемом направляющий штифт будет располагаться в верхней части длинного паза - рабочее положение, при этом трубчатый корпус оснащен снизу пластинчатым наружным упором, ниже радиальных каналов - кольцевым наружным ограничителем, выполненным с возможностью взаимодействия снизу с кожухом, а сверху - с золотниковым корпусом, трубчатый корпус сверху заглушен, а ниже заглушенной части и выше радиальных каналов снабжен радиальными отверстиями, выполненными с возможностью герметичного перекрытия при перемещении вверх золотникового корпуса относительно трубчатого корпуса, который вставлен телескопически в поршень, в штоке которого выполнены продольные радиальные вырезы под пластинчатый упор трубчатого корпуса, причем кожух выше опорного корпуса снабжен внутри кольцевым упором, шток поршня ниже продольных вырезов - наружным кольцевым выступом, а пружина установлена между наружным выступом штока и кольцевым упором кожуха, а дополнительная пружина установлена между пластинчатым упором и поршнем снаружи штока, трубчатый корпус снабжен глухой перегородкой и выполнен с возможностью сообщения полости выше перегородки с внутрискважинным пространством технологического отверстия через полость штока при перемещении поршней вниз.

Новым является то, что технологическое отверстие выполнено соосно в клиновом толкателе, снабженным в верхней части радиальными переточными отверстиями, сообщенными с технологическим отверстием, при этом резцедержатель с резцом снабжены гидромониторными каналами, выполненными с возможностью сообщения с соответствующими переточными отверстиями клинового толкателя, а технологическое отверстие снабжено жиклером с тарированным отверстием для регулировки расхода жидкости.

На фиг. 1 изображена верхняя часть перфоратора с частичным продольным разрезом.

На фиг. 2 изображена нижняя часть перфоратора с частичным продольным разрезом.

На фиг. 3 изображена фигурная проточка “а” цилиндрического патрубка.

Перфоратор для работы в скважинах с низким пластовым давлением и/или в режиме депрессии, спускаемый на колонне труб 1 (фиг. 1), включает трубчатый корпус 2 с радиальными каналами 3 в верхней части, опорный корпус 4 (фиг. 2) с клиновым толкателем 5, оснащенным резцедержателями 6 (вставленного в продольные пазы клинового толкателя 5, например, соединением «ласточкин хвост») с рабочими резцами 7, поршень 8 (фиг. 1), соединенный штоком 9 с клиновым толкателем 5 (фиг. 2) и поджатый пружиной 10 (фиг. 1 и 2) вверх от наружного кожуха 11, установленного снаружи поршня 8 (фиг. 1) с возможностью герметичного продольного перемещения относительно него вверх и соединенного жестко с опорным корпусом 4 (фиг. 2), который выполнен с возможностью взаимодействия снизу с резцедержателями 6, пусковой золотниковый корпус 12 (фиг. 1), установленный с возможностью продольного перемещения вниз относительно трубчатого корпуса 2 с герметичным перекрытием его радиальных каналов 3 и жестко соединенный с колонной труб 1, и цилиндрический патрубок 13 (фиг. 2), оснащенный снаружи на верхнем конце расширяющимся вверх конусным выступом 14 и якорем 15, установленным с возможностью возвратно-поступательного и вращательного перемещения. Якорь 15 состоит из корпуса 16 с направляющим штифтом 17, поджатых пружинами 18 наружу центраторов 19 с поджатыми (например, пружинным кольцом 20) внутрь плашками 21, выполненными с возможностью взаимодействия с конусным выступом 14 в рабочем положении. На наружной поверхности цилиндрического патрубка 13 выполнены взаимодействующие с направляющим штифтом 17 проточки 22 (фиг. 3), состоящие из продольных короткого 23 и длинного паза 24, соединенных фигурными пазами 25 и 26, верхний из которых 25, соединенный со средней частью продольного длинного паза 24, оснащен технологической выборкой 27, так что при неконтролируемом возвратно-поступательном перемещении корпуса 16 якоря 15 относительно цилиндрического патрубка 13 направляющий штифт 17 располагается вне верхней части 27 продольного короткого паза 23, а при расчетном ограниченном перемещении корпуса 16 якоря 15 вниз относительно цилиндрического патрубка 13 с последующим подъемом направляющий штифт 17 будет располагаться в верхней части 28 продольного длинного паза 24 - рабочее положение. Цилиндрический патрубок 13 (фиг. 2) конусным расширением 14 жестко снизу соединен с опорным корпусом 4. Трубчатый корпус 2 (фиг. 1) оснащен снизу пластинчатым наружным упором 29, а ниже радиальных каналов 3 - кольцевым наружным ограничителем 30, выполненным с возможностью взаимодействия снизу с кожухом 10, а сверху - с золотниковым корпусом 12. Трубчатый корпус 2 сверху заглушен 31, а ниже заглушенной части 31 и выше радиальных каналов 3 - снабжен радиальными отверстиями 32, выполненными с возможностью герметичного перекрытия золотниковым корпусом 11 при его перемещении вверх относительно трубчатого корпуса 2. Трубчатый корпус 2 вставлен телескопически в поршень 8, в штоке 9 которого выполнены продольные радиальные вырезы 33 под пластинчатый упор 29 трубчатого корпуса 2. Кожух 11 (фиг. 2) выше опорного корпуса 4 снабжен внутри кольцевым упором 34. Шток 9 (фиг. 1) поршня 8 ниже продольных вырезов оборудован наружным кольцевым выступом 35. Пружина 10 установлена между наружным выступом 35 штока 9 и кольцевым упором 34 (фиг. 2) кожуха 11. Дополнительная пружина 36 (фиг. 1) размещена между пластинчатым упором 29 и поршнем 8 снаружи штока 9. Для исключения радиального биения дополнительной пружины 36 сверху и снизу установлены опоры 37. Для увеличения усилия перфорации кожух 11 может быть выполнен сборным с несколькими отсеками 38 под дополнительные поршни 39. Для исключения несанкционированного перетока жидкости перфоратор снабжен уплотнительными кольцами 40, 41, 42, 43, 44, 45, 46 и 47. Перемещение вверх золотникового корпуса 12 по трубчатому корпусу 2 ограничивается упором 48. Во время спуска и работы устройства перегородка 49 трубчатого корпуса 2, расположенная выше пластинчатого упора 29, исключает гидравлическую связь внутренних отсеков 38 кожуха 11 с внутрискважинным пространством (на фиг. не показано). При перемещении поршней вниз 8, 39 трубчатый корпус 2, снабженный глухой перегородкой 49, полость трубчатого корпуса 2 выше перегородки 49 сообщается с внутрискважинным пространством через полость штока 9 (фиг. 2), технологическое отверстие 50, переточные отверстия 51 клинового толкателя 5 и соответствующие им гидромониторные каналы 52 резцедержателя 6 и резца 7, благодаря внутренней глухой проточке 53 резцедержателя 8. Технологическое отверстие 50 выполнено соосно в клиновом толкателе 5, снабженным в верхней части радиальными переточными отверстиями 51, сообщенными с технологическим отверстием 50, которое оснащено жиклером 54 с тарированным отверстием 55 для регулировки расхода жидкости.

Перфоратор работает следующим образом.

Данный перфоратор может быть использован как в скважинах с низким пластовым давлением, так и в скважинах, вскрываемым в режиме депрессии, а также для скважин с низким пластовом давлением, вскрываемым в режиме депрессии и в глубоких скважинах (более 2500 м). При необходимости создания депрессии (в целях повышения продуктивности вскрываемого пласта) в скважине (на фиг. 1, 2 и 3 не показаны) снижают уровень жидкости ниже гидростатического уровня пластового давления (определяют геологическими исследованиями при бурении скважины) воздушным компрессором или свабированием еще до спуска перфоратора. Перфоратор в сборе (см. фиг. 1 и 2) на конце колонны труб 1 спускают в заданный интервал перфорации ствола скважины, при этом в процессе спуска перфоратора в скважину поджатые наружу пружинами 18 (фиг. 2) центраторы 19 якоря 15 имеют возможность контактировать с внутренними стенками ствола скважины (на фиг. 1, 2, 3 не показаны), центрируя нижнюю часть перфоратора, и совершать возвратно-поступательное перемещение с корпусом 16 относительно цилиндрического патрубка 13. Причем направляющий штифт 17, ввернутый в корпус 16, перемещается из технологической выборки 27 (фиг. 3) проточек 22 сначала в нижнюю часть продольного длинного паза 24, а затем через нижний фигурный паз 26, в продольный короткий паз 23 и далее вверх через верхний фигурный паз 25 направляющий штифт 17 попадает обратно в технологическую выборку 27. Таким образом, в процессе возвратно-поступательного перемещения корпуса 16 (фиг. 2) якоря 15 относительно цилиндрического патрубка 13 направляющий штифт 17 (фиг. 3) перемещается на высоту не менее чем L (на практике не менее 0,25 метра) и не попадает в верхнюю часть 28 продольного длинного паза 24, что исключает контакт поджатых внутрь плашек 21 (фиг. 2) якоря 15 с конусным выступом 14 цилиндрического патрубка 13, и, следовательно, не происходит преждевременное срабатывание перфоратора при спуске его в скважину, что исключает аварийные ситуации в скважине.

Достигнув заданного интервала перфорации ствола скважины, производят подъем колонны труб 1 (фиг. 1) на расчетную высоту, меньшую L (например, не более 0,15 м) (фиг. 3), и опускают, при этом якорь 15 (фиг. 2) остается неподвижным относительно устройства благодаря тому, что подпружиненные наружу посредством пружин 18 центраторы 19 находятся в контакте с внутренними стенками ствола скважины, при этом остальные детали устройства совершают возвратно-поступательное перемещение относительно якоря 15.

При этом в процессе подъема направляющий штифт 17 (фиг. 3) перемещается вниз из технологической выборки 27 через верхний фигурный паз 25 в среднюю часть продольного длинного паза 24 и при последующем спуске направляющий штифт 17 перемещается из средней части продольного длинного паза 24 в его верхнюю часть 28, при этом поджатые внутрь плашки 21 (фиг. 2) своей внутренней поверхностью вступают во взаимодействие с конусным выступом 14 цилиндрического патрубка 13, занимая рабочее положение, центрируя и фиксируя опорный корпус 4. Спуск колонны труб 1 (фиг. 1) продолжают, при этом золотниковый корпус 12 смещается вниз до тех пор, пока не упрется в наружный ограничитель 30, при этом радиальные каналы 3 трубчатого корпуса 2 герметично посредством уплотнительных элементов 40 перекрываются золотниковым корпусом 12, а его радиальные отверстия 32 открываются и сообщаются с колонной труб 1.

Далее происходит разгрузка колонны труб 1 (фиг. 1) через золотниковый корпус 12, наружный ограничитель 30 трубчатого корпуса 2, опирающегося на кожух 11, кожух 11, опорный корпус 4 (фиг. 2) и конусный выступ 14 цилиндрического патрубка 13 на якорь 15, поджатые внутрь плашки 21 которого дожимаются к внутренним стенкам ствола скважины под весом колонны труб 1 (фиг. 1), при этом на устьевом индикаторе веса (на фиг. 1 не показан) фиксируется падение веса колонны труб 1. После чего производят заполнение колонны труб 1 жидкостью. Если глубина перфорации ствола скважины с низким пластовым давлением и/или производимая в режиме депрессии большая, то перфорация (вскрытие пласта) происходит за счет разницы в уровнях жидкости в колонне труб 1 и в скважине, которая создает в них перепад давлений, передающийся из колонны труб через радиальные отверстия 32, трубчатый корпус 2 в отсеки 38 над поршнями 8 и 39 (при их наличии). На практике для перфорации обсадной колонны скважины диаметром 146 мм перфоратором с одним поршнем 8 достаточно разности в уровнях в колонне труб 1 и в скважине 1600÷2000 м, с двумя поршнями 8 и 39 - 1100÷1500 м, с тремя поршнями - 550÷750 м. Если же перепада давлений недостаточно для перфорации обсадной колонны после долива технологической жидкости колонны труб 2, необходимо для осуществления перфорации применить насосный агрегат (на фиг. не показан) для создания давления в отсеках 38 над поршнями 8 и 39 (при их наличии). В результате поршни 8 и 39 с клиновым толкателем 5 (фиг. 2) перемещаются вниз относительно кожуха 11 и опорного корпуса 4 соответственно, сжимая пружины 10 и 36 (фиг. 1). При этом резцедержатели 6 (фиг. 2) с рабочими резцами 7, удерживаемые от продольного перемещения опорным корпусом 4, под действием клинового толкателя 5 расходятся в стороны, вскрывая обсадную колонну - ствол (на фиг. не показан) скважины. По завершении вскрытия уплотнения 47 (фиг. 1) переместятся выше поршня 8, сообщая полость трубчатого корпуса 2 выше перегородки 49 с внутрискважинным пространством благодаря технологическому 50 (фиг. 2) и радиальным 51 отверстиям клинового толкателя 5, что отметится падением давления на устьевом манометре (на фиг. не показан) и будет свидетельствовать, что перфоратор сработал. При этом жидкость, выходя из радиальных отверстий 51 клинового толкателя 5, проходит через проточки 53 и гидромониторные каналы 52 резцедержателей 6 и резцов 7, подается под давлением в перфорационные каналы, вымывая цементный камень (на Фиг. не показан) из затрубья обсадной колоны и создавая каверны (на Фиг. не показаны) в стенках скважины. Все это происходит после практически полного прорезания перфорационных каналов. Не смотря на то, что максимальное усилие для прорезания перфорационных каналов необходимо только в начальный момент, когда работают все цилиндры, до начала пластической деформации материала обсадной колонны, необходимый перепад давлений в колонне труб 1 (фиг. 1) и в скважине нужно поддерживать до конца работы резцов 7 (фиг. 2). Для этого технологическое отверстие 50 оборудуют жиклером 54 с тарированным отверстием 55 (обычно ⌀12-5 мм для глубин перфорации 1500-3000 м соответственно) для регулирования расхода проходящей из колонны труб 1 в скважину через технологическое отверстие 50 жидкости и исключения резкого падения давления внутри наружного кожуха 11 (фиг. 1).

После чего считается, что перфоратор проколол обсадную колонну скважины и, если проводили перфорацию закачкой жидкости, закачку жидкости в колонну труб 1 прекращают. Из-за того, что опорный корпус 4 (фиг. 2) зафиксирован и отцентрирован якорем 15 от продольных перемещений, связанных с перепадами давлений в колонне труб 1 (фиг. 1), и радиальных перемещений, связанных с различными скоростями вскрытия скважины резцами 7 (фиг. 2) (одновременного вскрытия резцами 7 обсадных колонн не наблюдалось ни разу при различных испытаниях перфоратора), на конструктивные элементы перфоратора не действуют дополнительные изгибающие и растягивающие усилия, что в совокупности продлевает его межремонтные периоды и срок службы в среднем в 1,5 раза относительно аналогичных перфораторов.

Для извлечения перфоратора колонну труб 1 (фиг. 1) приподнимают вверх вместе с золотниковым корпусом 12 до упора 48, перекрывая радиальные отверстия 32 и открывая для сброса давления внутри перфоратора радиальные каналы 3. Так как трубчатый корпус 2 заглушен 31 сверху, то слива жидкости из колонны труб 1 не происходит, что позволяет не производить ее долив или доливать только незначительное количество при следующих установках перфоратора. Далее колонна труб 1 поднимается вместе трубчатым корпусом 2, при этом пластинчатый упор 29 упрется в верхнюю кромку радиального выреза 33 штока 9, вытягивая поршень 8 и поршни 39 (при наличии) вверх с клиновым толкателем 5 (фиг. 2) относительно кожуха 11 (фиг. 1) и опорного корпуса 4 (фиг. 2), удерживаемых рабочими резцами 7 и якорем 15 относительно вскрытых стенок скважины. В результате рабочие резцы 7, соединенные резцедержателями 6 с клиновым толкателем 5 (соединением «ласточкин хвост» или Т-образным соединением - на фиг. не показаны), будут втягиваться внутрь опорного корпуса 4 и из стенок обсадной колонны. Так как трубчатый корпус 2 (фиг. 1) находится в верхнем положении относительно поршня 8, а уплотнения 47 - выше поршня 8, жидкость из надпоршневого пространства отсеков 38 кожуха 11 сливается во внутрискважинное пространство. После выхода рабочих резцов 7 из стенок обсадной колонны поршень 8 (фиг. 1) под действием пружины 10, опирающейся на наружный выступ 35 штока 9 и кольцевой упор 34 (фиг. 2), и дополнительной пружины 36, размещенной между пластинчатым упором 29 и поршнем 8, переместятся вверх относительно кожуха 11, который под действием дополнительной возвратной пружины 36 переместится вверх по трубчатому корпусу 2 до упора в ограничитель 30. Пружины 10 и 36 подбираются так, что каждая в отдельности может вернуть поршни 8 и 39 в верхнее положение относительно кожуха 11, поэтому при поломке одной из них (одновременная поломка обоих пружин маловероятна и на практике не встречалась ни разу) перфоратор сохраняет свою работоспособность из-за разгрузки колонны труб 1 на якорь 15 (фиг. 2) перед вскрытием пласта скважины.

При последующем подъеме колонны труб 1 (фиг. 2) конусный выступ 14 цилиндрического патрубка 13 вместе с кожухом 11 и опорным корпусом 4 вытягивается из плашек 21, взаимодействующих со стенками скважины, которые под действием пружинного кольца 20 сжимаются внутрь, освобождая корпус 16 якоря 15, что фиксируется индикатором веса на устье скважины. Корпус 16 якоря 15 при дальнейшем подъеме колонны труб 1 (фиг. 1) из-за взаимодействия центраторов 19 со стенками скважины опускается вниз относительно цилиндрического патрубка 13, при этом направляющий штифт 17 из верхней части 28 продольного длинного паза 24 перемещается вниз и через нижний фигурный паз 26 попадает в продольный короткий паз 23.

В результате перфоратор переходит в транспортное положение и готово для установки и работы в новом интервале скважины или для извлечения из скважины.

Предлагаемый перфоратор, работающий в режиме депрессии и/или при низком пластовом давлении, надежен за счет фиксации и центрирования нижней части и дублирования пружины, снижая время до выхода из строя и межремонтного периода в среднем в 1,5 раза и уменьшая вероятность потери работоспособности в скважинных условиях к минимуму, и дешев в эксплуатации за счет исключения потерь жидкости при перестановках, особенно при использовании его в глубоких (1000-2000 м) и сверхглубоких (свыше 2000 м) скважинах.

Предлагаемый перфоратор для вскрытия обсадной колонны скважины позволяет создавать радиальные перфорационные каналы в скважине с гидродинамическим воздействием на заколонный цементный камень и стенки скважины и с регулируемым сбросом жидкости из колонны труб в скважину после вскрытия обсадной колонны для обеспечения полного вылета резцов и получения максимально возможных перфорационных отверстий.

Claims (1)

1. Перфоратор для вскрытия обсадной колонны скважины при большом перепаде давлений, спускаемый на колонне труб, включающий трубчатый корпус с радиальными каналами в верхней части, опорный корпус с клиновым толкателем, оснащенным резцедержателями с рабочими резцами, поршень, соединенный штоком с клиновым толкателем и поджатый пружиной вверх от наружного кожуха, установленного снаружи поршня с возможностью герметичного продольного перемещения относительно него вверх и соединенного жестко с опорным корпусом, который выполнен с возможностью взаимодействия снизу с резцедержателями, пусковой золотниковый корпус, установленный с возможностью продольного перемещения вниз относительно трубчатого корпуса с герметичным перекрытием его радиальных каналов и жестко соединенный с колонной труб, и цилиндрический патрубок, жестко соединенный снизу с опорным корпусом и оснащенный снаружи на верхнем конце расширяющимся вверх конусным выступом, и якорем, установленным с возможностью возвратно-поступательного и вращательного перемещения, состоящим из корпуса с направляющим штифтом, подпружиненных наружу центраторов с поджатыми внутрь плашками, выполненными с возможностью взаимодействия с конусным выступом в рабочем положении, при этом на наружной поверхности цилиндрического патрубка выполнены взаимодействующие с направляющим штифтом проточки, состоящие из продольных короткого и длинного пазов, соединенных фигурными пазами, верхний из которых, соединенный со средней частью длинного паза, оснащен технологической выборкой так, что при неконтролируемом возвратно-поступательном перемещении якоря относительно цилиндрического патрубка направляющий штифт располагается вне верхней части короткого паза, а при расчетном ограниченном перемещении якоря вниз относительно цилиндрического патрубка с последующим подъемом направляющий штифт будет располагаться в верхней части длинного паза - рабочее положение, при этом трубчатый корпус оснащен снизу пластинчатым наружным упором, ниже радиальных каналов - кольцевым наружным ограничителем, выполненным с возможностью взаимодействия снизу с кожухом, а сверху - с золотниковым корпусом, трубчатый корпус сверху заглушён, а ниже заглушённой части и выше радиальных каналов снабжен радиальными отверстиями, выполненными с возможностью герметичного перекрытия при перемещении вверх золотникового корпуса относительно трубчатого корпуса, который вставлен телескопически в поршень, в штоке которого выполнены продольные радиальные вырезы под пластинчатый упор трубчатого корпуса, причем кожух выше опорного корпуса снабжен внутри кольцевым упором, шток поршня ниже продольных вырезов - наружным кольцевым выступом, а пружина установлена между наружным выступом штока и кольцевым упором кожуха, а дополнительная пружина установлена между пластинчатым упором и поршнем снаружи штока, трубчатый корпус снабжен глухой перегородкой и выполнен с возможностью сообщения полости выше перегородки с внутрискважинным пространством технологического отверстия через полость штока при перемещении поршней вниз, отличающийся тем, что технологическое отверстие выполнено соосно в клиновом толкателе, снабженном в верхней части радиальными переточными отверстиями, сообщенными с технологическим отверстием, при этом резцедержатель с резцом снабжены гидромониторными каналами, выполненными с возможностью сообщения с соответствующими переточными отверстиями клинового толкателя, а технологическое отверстие снабжено жиклером с тарированным отверстием для регулировки расхода жидкости.

   

Images