RU2568457C1

RU2568457C1 - Устройство для обработки призабойной зоны пласта и освоения скважины

Info

Publication number: RU2568457C1
Application number: RU2014142517/03A
Authority: RU
Inventors: Илфат Нагимович Файзуллин; Рустем Фахрасович Набиуллин; Айнур Рафкатович Гусманов; Рим Салихович Губаев; Рустем Ильдарович Садыков
Original assignee: Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина
Priority date: 2014-10-21
Filing date: 2014-10-21
Publication date: 2015-11-20

Abstract

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть использовано для обработки призабойной зоны пласта и освоения скважины. Устройство для обработки призабойной зоны пласта и освоения скважины включает спущенную в скважину колонну труб со стоп-муфтой на конце, оснащенной отверстием, а также клапан-поршень. Клапан-поршень состоит из корпуса с манжетой и запорным элементом снизу. Колонна труб образует с эксплуатационной колонной скважины затрубное пространство. Клапан-поршень установлен в колонне труб с возможностью осевого перемещения до взаимодействия со стоп-муфтой и перекрытия отверстия стоп-муфты запорным элементом клапан-поршнем. Стоп-муфта снизу оснащена хвостовиком с размещенным на нем пакером. При этом пакер имеет возможность посадки над пластом в эксплуатационной колонне с разобщением затрубного и подпакерного пространств скважины. В хвостовике выше пакера выполнены отверстия, в которых жестко зафиксированы патрубки, сообщающие затрубное пространство скважины с соплом, концентрично размещенным в хвостовике. Причем в хвостовике напротив сопла выполнена камера низкого давления, которая посредством внутреннего пространства хвостовика соединена с подпакерным пространством скважины. В хвостовике над соплом установлен эжектор. Корпус клапана-поршня оснащен тремя опорными кольцами, выполненными в виде наружных цилиндрических выборок. Причем два опорных кольца загумированы в манжету, а одно опорное кольцо загумировано в запорный элемент. Манжета выполнена самоуплотняющейся двухстороннего действия, а запорный элемент клапана-поршня выполнен в виде резиновой пробки, имеющей возможность герметичного взаимодействия с отверстием ступ-муфты. Техническим результатом является повышение эффективности обработки призабойной зоны пласта и надежности работы клапана-поршня, повышение эффективности очистки призабойной зоны в скважинах с низким пластовым давлением. 3 ил.

Description

Предложение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть использовано для обработки призабойной зоны пласта и освоения скважины.

Известно устройство для обработки призабойной зоны пласта и освоения скважины (патент RU №2098616, МПК E21B 43/25, опубл. в бюл. №34 от 10.12.1997 г.), включающее рабочую трубу, образующую с эксплуатационной колонной затрубное пространство, пакер, разобщающий затрубное пространство с подпакерной зоной, работающий на энергии жидкости, поступающей из рабочей трубы, гидравлический насос с камерой всасывания, сообщенной с подпакерной зоной, с выходом, сообщенным с затрубным пространством, и камерой, разделенной клапаном на две части, одна из которых гидравлически соединена с рабочей трубой, а другая - с подпакерной зоной, при этом вместо клапана, предотвращающего переток жидкости из рабочей трубы в подпакерную зону, установлен дифференциальный клапан, срабатывающий на определенный перепад давления, который возникает между зоной, гидравлически связанной с рабочей трубой, и подпакерной зоной, дифференциальный клапан выполнен в виде установленного в цилиндре подпружиненного поршня со сквозным каналом, в котором размещен подпружиненный запорный элемент, дифференциальный клапан выполнен регулируемым, при этом по крайней мере одна из частей камеры снабжена перегородкой с установленным в ней дроссельным элементом, причем часть камеры, сообщенной с подпакерной зоной, снабжена обратным клапаном.

Недостатками данного устройства является:

- во-первых, сложность конструкции, обусловленная большим количеством узлов и деталей (дифференциальный и обратный клапаны, дроссельный элемент и т.д.);

- во-вторых, низкая эффективность очистки призабойной зоны, обусловленная ограниченным диапазоном работы, так как дифференциальный клапан срабатывает на определенный перепад давления;

- в-третьих, низкая надежность конструкции, обусловленная тем, что основным рабочим элементом конструкции является подпружиненный дифференциальный клапан, в случае поломки пружины которого выходит из строй все устройство в целом.

Наиболее близким по технической сущности является устройство для обработки призабойной зоны пласта (патент RU №2114290, МПК E21B 43/25, опубл. в бюл. №18 от 27.06.1998 г.), включающее спущенную в скважину колонну труб со стоп-муфтой на конце, оснащенной отверстием, а также клапан-поршень, состоящий из корпуса с манжетой и запорным элементом снизу, колонна труб образует с эксплуатационной колонной скважины затрубное пространство, а клапан-поршень установлен в колонне труб с возможностью осевого перемещения до взаимодействия со стоп-муфтой и перекрытия отверстия стоп-муфты запорным элементом клапана-поршня, клапан-поршень дополнительно снабжен размещенными в средней части корпуса над запорным элементом калибрующими манжетами с внешним диаметром, соответствующим внутреннему диаметру колонны труб, а в верхней части корпуса - уплотнительными манжетами, имеющими диаметр, превышающий диаметр калибрующих манжет, и ребро жесткости на периферии круглое в сечении, а запорный элемент выполнен в виде опрессовочной манжеты цилиндрической формы. Недостатки данного устройства:

- во-первых, невозможна работа устройства в скважинах с низким пластовым давлением, так как в процессе прямой и обратной промывок жидкость будет поглощаться пластом, при этом обработка призабойной зоны пласта становится не возможной;

- во-вторых, низкая эффективность обработки призабойной зоны ввиду того, что после воздействия на призабойную зону скважины гидроударом конструкция устройства не позволяет производить принудительную очистку шлама, грязи и мех. примесей и др. загрязнений из призабойной зоны пласта, т.е. произвести освоение скважины, а только позволяет осуществить промывку забоя скважины;

- в-третьих, низкая надежность работы клапана-поршня, обусловленная, с одной стороны, потерей герметичности опрессовочной манжеты цилиндрической формы при гидроударе (взаимодействии со стоп-муфтой) под действием гидравлического давления в колонне труб, с другой стороны, конструкция манжет клапана-поршня обеспечивает его самоуплотнение только при давлении в колонне труб, направленном сверху вниз (прямой промывке), т.е. при перемещении клапана-поршня по колонне труб в осевом направлении сверху вниз, причем при давлении в колонне труб, направленном снизу вверх (обратной промывке), клапан-поршень не имеет самоуплотняющейся манжеты и пропускает жидкость по своей периферии, что не позволяет ей перемещаться в осевом направлении вверх по колонне труб;

- в-четвертых, трудоемкость работ, связанная с необходимостью проведения нескольких циклов воздействия на призабойную зону пласта.

Технической задачей изобретения является возможность работы устройства в скважинах с низким пластовым давлением за счет доработки конструкции устройства и повышение эффективности обработки призабойной зоны пласта за счет возможности принудительной очистки шлама, грязи и механических примесей и др. загрязнений из призабойной зоны пласта (освоения скважины) после посадки клапана-поршня на стоп-седло (гидроудара), а также повышение надежность работы клапана-поршня, с одной стороны, путем исключения возможности потери им герметичности, а с другой стороны, возможности самоуплотнения клапана-поршня при его осевом перемещении вверх по колонне труб (в процессе обратной промывки) и сокращение трудоемкости работ за счет эффективной очистки призабойной зоны пласта за один цикл перемещения клапана-поршня по колонне труб.

Поставленная техническая задача решается устройством для обработки призабойной зоны пласта и освоения скважины, включающим спущенную в скважину колонну труб со стоп-муфтой на конце, оснащенной отверстием, а также клапан-поршень, состоящий из корпуса с манжетой и запорным элементом снизу, колонна труб образует с эксплуатационной колонной скважины затрубное пространство, клапан-поршень установлен в колонне труб с возможностью осевого перемещения до взаимодействия со стоп-муфтой и перекрытия отверстия стоп-муфты запорным элементом клапан-поршнем.

Новым является то, что стоп-муфта снизу оснащена хвостовиком с размещенным на ним пакером, при этом пакер имеет возможность посадки над пластом в эксплуатационной колонне с разобщением затрубного и подпакерного пространств скважины, а в хвостовике выше пакера выполнены отверстия, в которых жестко зафиксированы патрубки, сообщающие затрубное пространство скважины с соплом, концентрично размещенным в хвостовике, причем в хвостовике напротив сопла выполнена камера низкого давления, которая посредством внутреннего пространства хвостовика соединена с подпакерным пространством скважины, при этом в хвостовике над соплом установлен эжектор, при этом корпус клапана-поршня оснащен тремя опорными кольцами, выполненными в виде наружных цилиндрических выборок, причем два опорных кольца загумированы в манжету, а одно опорное кольцо загумировано в запорный элемент, причем манжета выполнена самоуплотняющейся двухстороннего действия, а запорный элемент клапана-поршня выполнен в виде резиновой пробки имеющей возможность герметичного взаимодействия с отверстием ступ-муфты.

На фигуре 1 схематично изображено предлагаемое устройство при прямой промывке.

На фигуре 2 схематично изображено предлагаемое устройство при обратной промывке.

На фигуре 3 схематично в увеличенном виде изображена конструкция предлагаемой пробки.

Устройство для обработки призабойной зоны пласта и освоения скважины включает спущенную в скважину 1 (см. фиг. 1) колонну труб 2, например колонну насосно-компрессорных труб диаметром 73 мм, со стоп-муфтой 3 на конце, оснащенной отверстием 4.

Также устройство содержит клапан-поршень 5 (см. фиг. 1 и 3), состоящий из корпуса 6 с манжетой 7 и запорным элементом 8 снизу.

Колонна труб 2 образует с эксплуатационной колонной 9, например наружным диаметром 168 мм, скважины 1 затрубное пространство 10, а клапан-поршень 5 установлен в колонне труб 2 с возможностью осевого перемещения до взаимодействия со стоп-муфтой 3 и перекрытия отверстия 4 стоп-муфты 3 запорным элементом 8 клапана-поршня 5.

Стоп-муфта 3 (см. фиг. 1) снизу оснащена хвостовиком 11 с размещенным на ним пакером 12. Пакер 12 имеет возможность посадки над пластом 13 в эксплуатационной колонне 9 с разобщением затрубного 10 и подпакерного 14 (см. фиг 2) пространств скважины 1.

В хвостовике 11 выше пакера 12 (см. фиг. 1 и 2) выполнены отверстия 15, в которых жестко зафиксированы патрубки 16, сообщающие затрубное пространство 10 скважины 1 с соплом 17, концентрично размещенным в хвостовике 11.

В хвостовике 11 напротив сопла 17 выполнена камера низкого давления 18, которая посредством внутреннего пространства 19 хвостовика 11 соединена с подпакерным пространством 14 скважины 1.

В хвостовике 9 над соплом 17 установлен эжектор 20. Корпус 6 (см. фиг. 1 и 3) пробки 5 оснащен тремя опорными кольцами 21′, 21″, 21′″ (см. фиг. 3), выполненными в виде наружных цилиндрических выборок, причем два опорных кольца 21′, 21″ загумированы в манжету 7, а одно опорное кольцо 21′″ загумировано в запорный элемент 8. Манжета 7 выполнена самоуплотняющейся двухстороннего действия. Запорный элемент 8 клапана-поршня 5 выполнен в виде резиновой пробки, имеющей возможность герметичного взаимодействия с отверстием 4 ступ-муфты 3.

Устройство работает следующим образом.

Спускают в скважину 1 (см. фиг. 1) колонну труб 2, например колонну насосно-компрессорных труб диаметром 73 мм, оборудованную в нижней части стоп-муфтой 3, которая в свою очередь оснащена снизу хвостовиком 11 с пакером 12.

Производят обвязку устья скважины 1 с насосным агрегатом (на фиг. 1, 2 и 3), например цементировочным агрегатом: ЦА-320 с учетом возможности нагнетания в колонну труб 2 (см. фиг. 1) и затрубное пространство 10 с целью осуществления прямой (закачка жидкости в колонну труб 2) и обратной (закачка жидкости в затрубное пространство 10) промывок скважины 1.

На устье скважины 1 при открытой задвижке 22 затрубного пространства 10 в колонну труб 2 закачивают жидкость с помощью насосного агрегата. Например, в колонну труб 1 закачивают углеводородный растворитель в объеме колонны труб, например 4,5 м³.

Далее на устье скважины 1 закрывают задвижку 22 затрубного пространства 10 и в колонну труб 2 с устья скважины 1 устанавливают клапан-поршень 5 и прямой промывкой с заданной скоростью продавливают его до стоп-муфты 3, при этом углеводородный растворитель клапаном-поршнем 5 продавливается по колонне труб 2 через сопло 17 и насадки 16, а также через камеру низкого давления 18 в затрубное пространство 10 скважины 1, а поскольку пакер 12 не посажен, а на устье скважины 1 задвижка 22 затрубного пространства 10 закрыта, то углеводородный растворитель из затрубного пространства 10 через перфорированные отверстия 23 эксплуатационной колонны 9 продавливается в призабойную зону пласта 13.

При просадке клапана-поршня 5 в стоп-муфте 3 запорный элемент 8 клапана-поршня 5, выполненный в виде резиновой пробки, герметично взаимодействует с отверстием 4 стоп-муфты 3.

В результате происходит гидроудар с разобщением трубного 24 и затрубного 10 пространств и создается динамический импульс на призабойную зону пласта, обеспечивающий страгивание загрязняющих материалов (шлама, грязи, механических примесей и др.) в призабойной зоне пласта 13, при этом углеводородный растворитель размягчает сдвинутые загрязняющие материалы в призабойной зоне пласта 13.

Далее обратной промывкой производят освоение скважины 1, т.е. производят принудительную очистку загрязняющего материала с жидкостью из призабойной зоны пласта 13.

Для этого производят посадку пакера 12 (см фиг. 2) и на устье скважины 1 открывают задвижку 22 затрубного пространства 10.

Наличие пакера 12 позволяет отсечь пласт от затрубного пространства 10 скважины 1, что позволяет произвести обработку призабойной зоны в скважинах низким пластовым давлением.

Затем с помощью насосного агрегата в затрубное пространство 10 скважины 1 закачивают технологическую жидкость, например, используют сточную воду плотностью 1000 кг/м³. Технологическая жидкость из затрубного пространства 10 через патрубки 16 при значительной потенциальной энергии подводится к соплу 17, где происходит преобразование потенциальной энергии в кинетическую. Струя технологической жидкости, вытекающая из сопла 17, снижает давление в камере низкого давления 18, вследствие чего часть жидкость с загрязняющими материалами из призабойной зоны пласта 13 смешивается со струей технологической жидкости и поступает в камеру смешения 25 эжектора 20.

В свою очередь, жидкость с загрязняющими материалами попадает в камеру низкого давления 18 из призабойной зоны пласта 13 через перфорированные отверстия 23 эксплуатационной колонны 9 и внутреннее пространство 19 хвостовика 11.

В камере смешения 25 эжектора 20 жидкость с загрязняющими материалами и технологическая жидкость перемешиваются, выравниваются их скорости и давления, и смешанный поток поступает в диффузор 26 эжектора 20.

В диффузоре 26 инжектора 20 происходит плавное снижение кинетической энергии смешанного потока и рост его потенциальной энергии. На выходе из эжектора 20 в трубное пространство 24 колонны труб 2 смешанный поток обладает потенциальной энергией, достаточной для подъема по колонне труб 2 на устье скважины 1, откуда смешанный поток жидкости направляется в желобную емкость (на фиг. 1, 2, 3 не показано). Освоение скважины 1 происходит (см. фиг. 2) путем принудительной очистки призабойной зоны пласта 13 скважины 1 до поступления чистой жидкости из колонны труб 2 в желобную емкость.

Наличие сопла 17 и эжектора 20, размещенных в хвостовике 11, позволяют повысить эффективность обработки призабойной зоны пласта за счет возможности принудительной очистки шлама, грязи и мех. примесей и др. загрязнений из призабойной зоны пласта (освоения скважины) после посадки клапана-поршня на стоп-седло с созданием гидроудара с динамическим импульсом в призабойной зоне пласта 13.

Повышается надежность работы клапана-поршня 5 (см. фиг. 3), с одной стороны, путем исключения возможности потери им герметичности за счет оснащения корпуса 6 клапана-поршня 5 тремя опорными кольцами 21′, 21″, 21′″, выполненными в виде наружных цилиндрических выборок, загумированными в манжету 7 и в запорный элемент 8. Также в предлагаемом устройстве происходит самоуплотнения клапана-поршня 5 при его осевом перемещении вверх по колонне труб (в процессе обратной промывки) за счет применения самоуплотняющейся манжеты 7 двухстороннего действия, обеспечивающей перемещение клапан-поршня 5 по колонне труб 2 сверху вниз и снизу вверх.

В сравнении с прототипом, согласно которому осуществляют несколько циклов перемещения клапана-поршня по колонне труб для обработки призабойной зоны пласта, в предлагаемом устройстве эффективная очистка призабойной зоны пласта осуществляется за один цикл перемещения клапана-поршня по колонне труб, что позволяет сократить трудоемкость работ и снизить финансовые и материальные затраты.

Предлагаемое устройство для обработки призабойной зоны пласта и освоения скважины позволяет:

- осуществлять очистку призабойной зоны в скважинах с низким пластовым давлением;

- повысить эффективности обработки призабойной зоны пласта;

- повысить надежность работы клапана-поршня;

- сократить трудоемкость работ.

Claims

Устройство для обработки призабойной зоны пласта и освоения скважины, включающее спущенную в скважину колонну труб со стоп-муфтой на конце, оснащенной отверстием, а также клапан-поршень, состоящий из корпуса с манжетой и запорным элементом снизу, колонна труб образует с эксплуатационной колонной скважины затрубное пространство, клапан-поршень установлен в колонне труб с возможностью осевого перемещения до взаимодействия со стоп-муфтой и перекрытия отверстия стоп-муфты запорным элементом клапан-поршнем, отличающееся тем, что стоп-муфта снизу оснащена хвостовиком с размещенным на нем пакером, при этом пакер имеет возможность посадки над пластом в эксплуатационной колонне с разобщением затрубного и подпакерного пространств скважины, а в хвостовике выше пакера выполнены отверстия, в которых жестко зафиксированы патрубки, сообщающие затрубное пространство скважины с соплом, концентрично размещенным в хвостовике, причем в хвостовике напротив сопла выполнена камера низкого давления, которая посредством внутреннего пространства хвостовика соединена с подпакерным пространством скважины, при этом в хвостовике над соплом установлен эжектор, при этом корпус клапана-поршня оснащен тремя опорными кольцами, выполненными в виде наружных цилиндрических выборок, причем два опорных кольца загумированы в манжету, а одно опорное кольцо загумировано в запорный элемент, причем манжета выполнена самоуплотняющейся двухстороннего действия, а запорный элемент клапана-поршня выполнен в виде резиновой пробки, имеющей возможность герметичного взаимодействия с отверстием стоп-муфты.