КОНСТРУКЦИЯ СКВАЖИНЫ Российский патент 1998 года по МПК E21B43/00 E21B43/12 

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, а именно к эксплуатации глубоких наклонных нефтяных и газовых скважин, расположенных в зоне многолетнемерзлых пород (ММП).

Известна конструкция скважины, включающая колонну обсадных труб с перфорированными отверстиями, концентрично установленную в ней колонну НКТ, пакер [1]
Недостатком этой конструкции при использовании в наклонных скважинах является ее низкая надежность. Из-за расположения подземного оборудования в наклонном участке ствола скважины не обеспечиваются его надежная транспортировка с поверхности до места установки и надежная герметизация затрубного пространства скважины.

Известна конструкция скважины для глубоких наклонных скважин, включающая колонну обсадных труб с перфорированными отверстиями, концентрично установленную в ней колонну НКТ, пакер, размещенный в кольцевом пространстве между колонной обсадных труб и колонной НКТ над перфорированными отверстиями, и подземное оборудование, размещенное в стволе скважины [2]
Недостатком этой конструкции при использовании в наклонных скважинах является ее низкая надежность из-за возможных деформаций корпуса и повреждения резиновых уплотнений в процессе спуска на забой за счет трения о стенки наклонной скважины, и как следствие проникновение добываемого флюида в затрубное пространство и создание условий для растепления зоны ММП. Из-за разницы проходных сечений подпакерного и надпакерного трубных пространств происходит дросселирование добываемой продукции, оседание на скважинном оборудовании жидкости и песка, выносимых вместе с добываемым флюидом, его абразивный и коррозионный износ, потери давления и температуры.

Задача, стоящая при создании изобретения, состоит в разработке надежной конструкции для эксплуатации глубоких наклонных скважин, расположенных в зоне ММП.

Достигаемый технический результат, который получается в результате создания изобретения, состоит в надежном отсечении затрубного пространства наклонных скважин от добываемого флюида, а значит,в уменьшении вероятности (степени) растепления зоны ММП и связанных с этим отрицательных последствий, в снижении отрицательного воздействия дроссель-эффекта на работу скважины, в транспортировке подземного оборудования с дневной поверхности до места размещения без механических повреждений.

Поставленная задача и технический результат достигаются тем, что в известной конструкции скважины, включающей колонну обсадных труб с перфорированными отверстиями, концентрично установленную в ней колонну насосно-компрессорных труб (НКТ), пакер, размещенный в кольцевом пространстве между колонной обсадных труб и колонной НКТ над перфорированными отверстиями, и подземное оборудование, размещенное в стволе скважины, в отличие от прототипа скважина снабжена посадочным ниппелем, размещенным в колонне НКТ под пакером с возможностью предотвращения образования под ним газовой шапки и выполненным с отверстиями, диаметр (d₁) определен из соотношения:

где d₂ внутренний диаметр надпакерного участка НКТ, мм;
d₃ внутренний диаметр подпакерного участка НКТ, мм;
n количество отверстий.

На основании вышеизложенного можно сделать вывод о соответствии данного изобретения критерию "новизна".

Технический результат,полученный при использовании изобретения,позволяет достичь давно существующую производственную потребность, попытки получения которого в полной мере не удавались. На основании изложенного можно сделать вывод о соответствии изобретения критериям "изобретательский уровень".

На чертеже показана заявляемая конструкция скважины.

Конструкция скважины включает обсадную колонну 1 с перфорированными отверстиями 2, колонну насосно-компрессорных труб, состоящую из надпакерного 3 и подпакерного 4 участков, циркуляционный клапан 5, пакер 6, посадочный ниппель 7 с отверстиями 8, клапан-отсекатель 9, размещенный в посадочном ниппеле. Подземное оборудование, за исключением подпакерного участка 4 НКТ, размещается на вертикальном участке 11 ствола глубокой наклонной скважины, непосредственно под зоной ММП 12, а подпакерный участок 4 НКТ на наклонной части 11 ствола. Затрубное пространство скважины герметично разобщено пакером 6 на надпакерное 13 и подпакерное 14 пространства. Надпакерное затрубное пространство 14 заполнено незамерзающей герметизирующей жидкостью. Площадь поперечного сечения надпакерного трубного пространства 15 равно суммарной площади поперечного сечения подпакерного трубного пространства 16 и отверстий 8 посадочного ниппеля 7. Причем диаметр отверстий 8 выбирается из соотношения:

где d₁ диаметр отверстий, мм
d₂ внутренний диаметр надпакерного участка НКТ, мм;
d₃ внутренний диаметр подпакерного участка НКТ, мм;
n количество отверстий.

Конструкция скважины работает следующим образом.

В пробуренную скважину спускают обсадную колонну 1, перфорируют, последовательно спускают подпакерный участок 4 НКТ, посадочный ниппель 7, пакер 6, циркуляционный клапан 5, надпакерный участок 3 НКТ, монтируют фонтанную арматуру (не показана). Производят вызов притока из пласта 17 снижением уровня задавочной жидкости и уменьшением ее плотности. Затем в посадочном ниппеле 7 на место, предназначенное для клапана-отсекателя 9, устанавливают глухую пробку (не обозначена), которая перекрывает ствол скважины, заполняют надпробочное пространство 15 скважины технологическим раствором и производят запакеровку пакера 6 путем повышения давления в надпакерном трубном пространстве 15. После проверки герметичности пакера 6 глухую пробку извлекают на поверхность, устанавливают в посадочном ниппеле 7 клапан-отсекатель 9, заполняют надпакерное затрубное пространство 13 незамерзающей герметизирующей жидкостью. Скважина готова к эксплуатации.

В процессе эксплуатации добываемый флюид из пласта 17 поступает в скважину двумя путями: первым по подпакерному трубному пространству 16, вторым по подпакерному затрубному пространству 14 и отверстиям 8 посадочного ниппеля 7. Далее флюид единым потоком через клапан-отсекатель 9, пакер 6, циркуляционный клапан 5, надпакерный участок 3 НКТ поступает на поверхность в сборочный коллектор (не обозначен).

Таким образом отверстия 8 посадочного ниппеля 7 позволяют устранить условия возникновения "газовой шапки" под пакером, а следовательно, устранить условия, ведущие к разгерметизации пакера и попадания флюида в надпакерное затрубное пространство 13, тем самым устранить возможность растепления зоны ММП 12 по причине движения "горячего" газа по надпакерному затрубному пространству 13.

Помимо того, отверстия 8 посадочного ниппеля 7 позволяют выравнять скорость потоков над- и под пакером 6,а следовательно, устранить условия выпадания жидкости и песка, содержащихся в газовом потоке, на скважинное оборудование, устранить его абразивный и коррозионный износ.

В свою очередь размещение подземного оборудования на вертикальном участке 10 ствола скважины позволяет надежно, без деформации корпусных деталей и повреждений резиновых уплотнений доставить его до места размещения, надежно загерметизировать затрубное пространство 13, обеспечить надежное управление подземным оборудованием с помощью "канатной техники".

В случае необходимости замены НКТ или проведения ремонтно-профилактических работ в скважине подземное оборудование извлекается следующим образом.

Сначала извлекают клапан-отсекатель 9 с помощью "канатной техники". Затем производят глушение скважины периодической подачей задавочной жидкости в трубное пространство 15, 16 и выпуском "газовой шапки", образующейся в процессе глушения скважины, из подпакерного затрубного пространства 14 через отверстия 8 посадочного ниппеля 7. После этого производят расфиксацию пакера 6 и натяжением колонны НКТ (надпакерного участка 3 НКТ) извлекают остальное подземное оборудование на дневную поверхность.

Ввиду отсутствия "газовой шапки" в подпакерном затрубном пространстве 14 (она стравливается через отверстия 8 посадочного ниппеля 7 в процессе глушения) устранена возможность аварийного выброса подземного оборудования в процессе его извлечения.

Размещение подземного оборудования, включающего посадочный ниппель 7 с отверстиями 8, на вертикальном участке ствола 10 скважины непосредственно под зоной ММП 12 дает ряд преимуществ: сокращается время монтажа-демонтажа оборудования в глубокой наклонной скважине, повышается надежность его работы, а также надежность эксплуатации и ремонта всей скважины.

Источники информации:
1. Оборудование для отсекания фонтанных скважин.Каталог. М. ЦИНТИхимнефтемаш, 1980, с. 6-7, рис. 3.

2. Коротаев Ю. П. Разработка и эксплуатация газовых и газоконденсатных месторождений. М. Недра,1961,с. 136-137.

Использование: в нефтегазодобывающей промышленности, а именно к эксплуатации глубоких наклонных нефтяных и газовых скважин, расположенных в зоне многолетнемерзлых пород. Обеспечивает повышение надежности работы скважины в глубоких наклонных скважинах,расположенных в зоне многолетнемерзлых пород. Сущность изобретения: устройство включает колонну осадных труб с перфорированными отверстиями, концентрично установленную в ней колонну насосно-компрессорных труб (НКТ),циркуляционный клапан и пакер. Последний размещен в кольцевом пространстве между колонной обсадных труб и колонной НКТ. Пакер установлен над перфорированными отверстиями. Скважина снабжена посадочным ниппелем. Он размещен в колонне НКТ под пакером с возможностью предотвращения образования под ним газовой шапки и выполнен с отверстиями, диаметр (d₁) которых определен из соотношения, представленного в описании. 1ил.

Конструкция скважины для эксплуатации глубоких наклонных нефтяных и газовых скважин, расположенных в зоне многолетнемерзлых пород (ММП), включающая колонну обсадных труб с перфорированными отверстиями, концентрично установленную в ней колонну насосно-компрессорных труб (НКТ), пакер, размещенный в кольцевом пространстве между колонной обсадных труб и колонной насосно-компрессорных труб над перфорированными отверстиями, и подземное оборудование, размещенное в стволе скважины, отличающаяся тем, что скважина снабжена посадочным ниппелем, размещенным в колонне насосно-компрессорных труб под пакером с возможностью предотвращения образования под ним газовой шапки и выполненным с отверстиями, диаметр (d₁, мм) которых определен из соотношения

где d₂ внутренний диаметр надпакерного участка НКТ, мм;
d₃ внутренний диаметр подпакерного участка НКТ, мм;
n количество отверстий.