СКВАЖИННАЯ УСТАНОВКА Российский патент 1999 года по МПК E21B43/00 

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть использовано для реконструкции устаревших и изношенных скважин (например, перевод их с одного эксплуатационного объекта на другой или разукрупнение эксплуатационного объекта путем одновременной или периодической эксплуатации нескольких продуктивных пластов), вместо бурения новых скважин-дублеров, а также для эксплуатации скважины с дефектными (негерметичными) эксплуатационными колоннами или несколькими продуктивными пластами.

Известна скважинная установка (Мирзаджанзаде А.X. Технология и техника добычи нефти. М., Недра, 1986, с. 118, 129. 130), выбранная в качестве аналога, включающая спущенные в эксплутационные колонны труб насосно-компрессорные трубы с башмачным обратным клапаном, посадочными узлами с осевыми, неосевыми и радиальными каналами для установки и фиксирования пусковых и рабочих клапанов, которые выполнены в виде полового корпуса с седлом и наружными уплотнениями, внутри корпуса установлен управляющий сильфонный элемент, жестко связанный со штоком затвора, установленного с возможностью посадки в седло корпуса.

Известна скважинная установка (Ю.В. Зайцев. Справочное пособие по газлифтному способу эксплуатации скважин. М., Недра, 1984, с. 32, 66, 72), выбранная в качестве ближайшего аналога, включающая спущенные в эксплуатационную колонну труб насосно-компрессорные трубы с башмачным обратным клапаном, с разобщающим пакером и со скважинными овальными камерами, имеющими поперечные каналы и неосевые посадочные гнезда для газлифтных клапанов, выполненных в виде полого корпуса с осевыми и поперечными каналами, уплотнениями и фиксатором, внутри корпуса установлен управляющий сильфонный элемент, связанный со штоком затвора над седлом.

Известна скважинная установка (Патент РФ N 2067164, 6 E 21 B 43/00, 1996 г.), выбранная в качестве прототипа, включающая спущенные в эксплуатационную колонну труб насосно-компрессорные трубы с башмачным обратным клапаном, посадочным ниппелем с наклонными радиальными каналами, неосевыми сквозными каналами и осевыми проходными сечениями разных внутренних диаметров, в которых соответственно установлены съемные газлифтные клапаны в виде полого корпуса с уплотнениями и фиксатором, внутри корпуса установлен управляющий сильфонный элемент со штоком, жестко связанный с затвором запорного элемента в виде "затвор-седло".

Известные установки не эффективны для скважин, имеющих негерметичные эксплуатационные колонны труб, или скважин, эксплуатирующиеся с двумя продуктивными "нефтяной - газовый" или "нефтяной - нефтяной" пластами. В первом случае, полость скважины гидравлически связана с внешним источником пласта, что может привести к "грифонам", изменению скважинного давления, росту обводненности или прорыву газа, в результате которого снижается продуктивность скважины. А во втором случае, установка не позволяет разделение потоков "нефть-нефть" или "нефть-газ" разных продуктивных пластов, а также возможности их эксплуатации внутрискважинным газлифтным способом.

Кроме того, скважинная овальная камера в предложенном ближайшем аналоге имеет приваренный направляющий элемент, установленный во внутренней стенке камеры над посадочным гнездом, для направления клапана, что снижает степень надежности (герметичности) установки в процессе эксплуатации. А также в приведенном прототипе сообщающие каналы внутренней полости насосно-компрессорных труб над и под клапанами выполнены в центральных посадочных ниппелях съемных клапанов, что является технологически сложным в изготовлении, а также приводит к увеличению наружных диаметров центральных ниппелей, в результате чего ограничивается их применение для малых диаметров эксплуатационной колонны труб.

Кроме того, в приведенных источниках не предусматривается использование комбинированных вариантов установки, одновременно оснащенной скважинными овальными камерами и центральными посадочными ниппелями для съемных газлифтных клапанов.

Цель изобретения - повышение эффективности эксплуатации скважины, снижение капитальных вложений на бурение новых скважин и повышение надежности работы установки при одновременном расширении ее функциональных возможностей.

Положительный эффект от применения изобретения выражается в увеличении добычи нефти и повышении срока службы использования скважины и надежности установки. В частности, изобретение позволяет значительно сократить капитальные вложения на дополнительное бурение скважин-дублеров, так как старые изношенные скважины можно реконструировать (обновлять) применяя предлагаемую установку.

Цель достигается за счет следующих решений:
до глубины ниже негерметичного участка эксплуатационной колонны труб установлена дополнительная колонна труб постоянного или переменного сечения, в кольцевом пространстве, образованном между колоннами труб, установлен цементный мост и/или один, или несколько герметично изолирующих их полости разобщителей, при этом насосно-компрессорные трубы (НКТ) постоянного или переменного сечения со скважинными овальными камерами и/или с центральными ниппелями установлены внутри дополнительной колонны труб, причем часть поверхности скважинной овальной камеры над посадочным гнездом съемного клапана выполнена сдавленной с двух сторон во внутреннюю полость, и/или корпус съемного клапана в центральном ниппеле выполнен с внутренними продольными неосевыми сквозными каналами, гидравлически сообщающими полости НКТ над и под центральным ниппелем; эти решения позволяют изолировать негерметичные зоны эксплуатационной колонны труб, использовать скважинное оборудование для малого диаметра эксплуатационной колонны труб, эксплуатировать скважины с несколькими продуктивными пластами и/или применять комбинированные варианты скважинного оборудования;
затвор запорного элемента выполнен в виде поршня с продольными сквозными каналами и установлен над или под посадочной поверхностью седла с поперечными дросселирующими каналами, которое расположено в цилиндре таким образом, что поперечные дросселирующие каналы совпадали с каналами цилиндра;
разобщители дополнительной колоны труб установлены над и/или под негерметичным участком эксплуатационной колонны труб, что позволяет герметично изолировать поврежденный или дополнительно перфорированный участок эксплуатационной колонны труб;
дополнительная колонна труб оснащена одной или несколькими скважинными овальными камерами со съемными клапанами, что позволяет регулировать давление (расход) среды дополнительного продуктивного пласта или/и закачивать раствор в подпакерную зону при глушении скважины, а также предусматривает возможность извлечения клапана из камеры с помощью канатной техники для изменения его типоразмера и рабочих параметров;
дополнительная колонна труб и/или НКТ оснащена разъединителем колонны и/или телескопическим соединением, что позволяет разъединить колонну труб от пакера для подъема, и/или исключает дополнительное напряжение на колонне труб, возникающее при изменении скважинной температуры и давления, а также позволяет использовать комбинированные варианты пакеров;
в кольцевом пространстве между НКТ и дополнительной колонной труб установлен разобщитель их полости для исключения гидравлической связи;
нижний центральный ниппель имеет двухступенчатую наружную поверхность с дополнительными поперечными каналами, причем верхняя ступень образует с полостью НКТ кольцевое пространство, что позволяет использовать в нем традиционные клапаны, например типа 5Г-25, 3Г-25, ВК 1 и пр., и глухие пробки;
НКТ и/или дополнительная колонна труб оснащены обратным клапаном для исключения воздействия трубного давления на забой скважины, а также для посадки пакера и/или опрессовки труб и внутрискважинного оборудования;
НКТ под разобщителем дополнительно оснащены скважинной овальной камерой или центральным ниппелем со съемным клапаном для закачки раствора в подпакерную зону при глушении скважины.

На фиг. 1 приводится технологическая схема скважинной установки; на фиг. 2 - центральный ниппель со съемным клапаном; на фиг. 3 - скважинная овальная камера; на фиг. 4 - двухступенчатый центральный ниппель с традиционным клапаном; на фиг. 5 - центральный ниппель со съемной глухой пробкой.

Установка (фиг. 1) включает спущенные в эксплуатационную колонну труб 1 НКТ 2 (может быть с разными диаметрами) со скважинными овальными камерами 3 или центральными ниппелями 4, или же с комбинированными скважинными овальными камерами 3 и центральными ниппелями 4, имеющими поперечные каналы 5 и посадочное гнездо 6 со съемным клапаном 7. До глубины ниже негерметичного участка 8 эксплуатационной колонны труб 1 (поврежденный или перфорированный участок в зоне дополнительного пласта) установлена дополнительная колонна труб 9 (может быть с разными диаметрами). В кольцевом пространстве, образованном между колоннами труб 1 и 9, установлен цементный мост 10 или один, или несколько герметично изолирующих их полости 11 разобщителей 12, например в виде пакеров, или же установлен комбинированный вариант цементного моста 10 и разобщитель 12. При этом НКТ 2 со скважинными овальными камерами 3 и/или с центральными ниппелями 4 установлены внутри дополнительной колонны труб 9. Скважинная овальная камера 3 может быть оснащена традиционными газлифтными клапанами типа 5Г-25, 3Г-25, ВК-1, M30-25, КУ-25 и т.д. Разобщители 12 дополнительной колонны труб 9 установлены над и/или под негерметичным участком 8 эксплуатационной колонны труб 1. Разобщитель 12 может иметь обратный клапан 13 для закачки раствора в подпакерную зону при глушении пласта. Дополнительная колонна труб 9 под или над разобщителем 12 может быть оснащена одной или несколькими скважинными овальными камерами 14 со съемными клапанами 15 для глушения пласта или регулирования давления (расхода) среды. А также, дополнительная колонна труб 9 может быть оснащена разъединителем колонны 16 для подъема колонны труб 9 из скважины без пакера 12, и/или телескопическим соединением 17 для исключения избыточного напряжения на колонну труб 9 при изменении температуры и давления. В кольцевом пространстве между НКТ 2 и дополнительной колонны труб 9 может быть установлен разобщитель 12 (например, в виде пакера) их полости. НКТ 2 могут быть дополнительно оснащены обратным клапаном 18 для исключения воздействия трубного давления на призабойную зону пласта. Также НКТ 2 под пакером 12 могут быть дополнительно оснащены скважинной овальной камерой 3 или центральным ниппелем 4 со съемным клапаном 7 для глушения или регулирования работы скважины.

Съемный клапан 7 (фиг. 1, 2) выполнен в виде корпуса 19 с радиальными 20, осевым 21 и гидравлически соединенными с ним поперечными 22 каналами, уплотнениями 23 и фиксатором 24. Внутри корпуса 19 установлен управляющий элемент 25 (например, в виде сильфона или подвижного поршня) с наружным цилиндром 26, имеющим радиальные каналы 27. Управляющий элемент 25 связан со штоком 28 запорного элемента в виде "затвор 29 - седло 30". Причем затвор 29 может быть выполнен в виде шара, поршня, конуса и т. д. При этом затвор 29 (фиг. 2) в виде поршня может быть установлен над (В. I.1) или под (В. I.2) посадочной поверхностью седла 30, и иметь продольные сквозные каналы 31. Внутренняя полость управляющего элемента 25 может заполняться сжатым газом через узел зарядки 32 или/и в этой полости может быть установлена спиральная регулируемая пружина 33. Корпус 19 съемного клапана в центральном ниппеле 5 выполнен с внутренними продольными неосевыми сквозными каналами 34, гидравлически сообщающими полости НКТ над и под центральным ниппелем 4.

Для повышения герметичности установки часть поверхности 35 скважинной овальной камеры 3 (фиг. 3) над посадочным гнездом 6 для съемного клапана выполнена сдавленной с двух сторон во внутреннюю полость для направления съемного клапана.

Нижний центральный ниппель 4 (фиг. 4) может иметь двухступенчатые 36 и 37 наружные поверхности с дополнительными поперечными каналами 38, причем верхняя ступень 37 образует с полостью НКТ 2 кольцевое пространство 39 для подачи газа через каналы 38. При этом в нижнем ниппеле 4 может быть установлен съемный традиционный клапан 7 (например, 5Г-25, 3Г-25, ВК 1) или глухая пробка 40 (фиг. 5).

С применением пакера или пакеров 12 (фиг. 1) дополнительной колонны труб 9 повышается надежность (герметичность, долговечность) изоляции внутренней полости 11 или зоны дефекта 8 эксплуатационной колонны труб 1 от призабойной зоны скважины, или появляется возможность одновременной или периодической эксплуатации нескольких продуктивных пластов. Размещение скважинной камеры 14 на дополнительной колонне труб 9, над и/или под пакером 12 позволяет установить в ее гнезде 6 (фиг. 3) регулирующий клапан 15 для эксплуатации или установить глухую пробку 40 (фиг. 5) с целью прекращения эксплуатации соответствующего пласта.

Скважинная установка работает следующим образом (фиг. 1). При эксплуатации скважины газлифтным способом рабочий газ нагнетают в полость НКТ 2 или в кольцевое пространство между колоннами 9 и 2. При этом рабочий газ, проходя через клапаны 7, поступает в полость (канал) добываемой пластовой жидкости и обеспечивает ее подъем на поверхность, причем со снижением забойного давления, точка нагнетания рабочего газа переходит на нижележащий клапан 7 и в конечном итоге верхние клапаны 7 с уменьшением давления на их глубине закрываются, таким образом, газ поступает только через нижний (рабочий) клапан 7. При закачке газа высокого давления в полость НКТ 2 его прорыв через башмак труб 2 может быть исключен путем использования обратного клапана 18 или установления в нижний центральный ниппель 4 глухой пробки 40 (фиг. 5).

В установке (фиг. 1) центральные ниппели 4 имеют уменьшающиеся сверху вниз внутренние посадочные диаметры, соответствующие диаметрам клапанов 7 (фиг. 2) для возможности последовательного их извлечения и посадки в гнездо 6. Газ подается через поперечные каналы 5 центрального ниппеля 4 или через радиальные каналы 20 (фиг. 2) корпуса 19 в полость клапана 7. При этом затвор 29 (например, в виде шара - фиг. 2, или поршня - B. I.1) с управляющим элементом 25 перемещается вверх, открывает проходное сечение клапана 7 для поступления газа в полость добываемой пластовой жидкости.

При использовании затвора 29 под седлом 30 его закрытие происходит с повышением давления среды (фиг. 2 - В.1.2), а в противном случае затвор 29, перемещаясь вниз, открывает клапан 7.

Полости между колоннами труб или внутренняя полость НКТ может использоваться в качестве камеры замещения для накопления пластовой жидкости в процессе эксплуатации скважин, например при периодическом газлифте.

При внутрискважинном газлифте эксплуатационная колонна труб 1 перфорируется в зоне 8 дополнительного продуктивного газового пласта (фиг. 1), откуда в кольцевую полость между трубами 9 и 2 поступает пластовый газ через клапан 15 камеры 14. При этом регулируется (стабилизируется) давление газа после клапана 15 и/или поддерживается заданное количество газа, поступающего в полость между трубами 9 и 2. Далее, этот газ поступает в НКТ 2 через клапаны 7 и обеспечивает освоение и эксплуатацию нефтяного пласта.

В случае необходимости перевода скважины на компрессорный газлифт вместо клапана 15 устанавливается глухая пробка (фиг. 5), что позволяет герметично изолировать перфорированную зону 8 эксплуатационной колонны 1, например, на дополнительном газовом пласте.

При эксплуатации двух пластов их продукция направляется на устье скважины отдельно через НКТ 2 и через кольцевое пространство между трубами 9 и 2, что позволяет регулировать работу и замерять дебит каждого пласта в отдельности.

Изобретение предназначено для реконструкции устаревших и изношенных скважин вместо бурения новых, а также для эксплуатации скважины с дефектными эксплуатационными колоннами. Скважинная установка включает спущенные в эксплуатационную колонну труб насосно-компрессорные трубы (НКТ) со скважинными овальными камерами и/или центральными ниппелями, имеющими поперечные каналы и посадочное гнездо со съемным клапаном в виде корпуса с радиальными, осевым и гидравлически соединенными с ним поперечными каналами, уплотнениями и фиксатором, внутри корпуса установлен управляющий элемент, связанный со штоком запорного элемента. До глубины ниже негерметичного участка эксплуатационной колонны труб установлена дополнительная колонна труб, в кольцевом пространстве, образованном между колоннами труб, установлен цементный мост и/или один или несколько герметично изолирующих их полости разобщителей, при этом НКТ установлены внутри дополнительной колонны труб, причем часть поверхности скважинной овальной камеры над посадочным гнездом съемного клапана выполнена сдавленной с двух сторон во внутреннюю полость и/или корпус съемного клапана в центральном ниппеле выполнен с внутренними продольными неосевыми сквозными каналами, гидравлически сообщающими полости насосно-компрессорных труб над и под центральным ниппелем. Изобретение обеспечивает увеличение добычи нефти, повышает срок службы использования скважины и надежность в работе установки. 7 з.п.ф-лы, 5 ил.

1. Скважинная установка, включающая спущенные в эксплуатационную колонну труб насосно-компрессорные трубы (НКТ) со скважинными овальными камерами и/или центральными ниппелями, имеющими поперечные каналы и посадочное гнездо со съемным клапаном в виде корпуса с радиальными, осевым и гидравлически соединенными с ним поперечными каналами, уплотнениями и фиксатором, внутри корпуса установлен цилиндр с каналом, управляющий элемент, связанный с штоком запорного элемента затвор-седло, отличающаяся тем, что до глубины ниже негерметичного участка эксплуатационной колонны труб установлена дополнительная колонна труб постоянного или переменного сечения, в кольцевом пространстве, образованном между колоннами труб, установлен цементный мост и/или один или несколько герметично изолирующих их полости разобщителей, при этом насосно-компрессорные трубы постоянного или переменного сечения со скважинными овальными камерами и/или с центральными ниппелями установлены внутри дополнительной колонны труб, причем часть поверхности скважинной овальной камеры над посадочным гнездом съемного клапана выполнена сдавленной с двух сторон во внутреннюю полость и/или корпус съемного клапана в центральном ниппеле выполнен с внутренними продольными неосевыми сквозными каналами, гидравлически сообщающими полости насосно-компрессорных труб над и под центральным ниппелем. 2. Установка по п. 1, отличающаяся тем, что затвор запорного элемента выполнен в виде поршня с продольными сквозными каналами и установлен над или под посадочной поверхностью седла с поперечными дросселирующими каналами, которое расположено в цилиндре так, что поперечные дросселирующие каналы совпадают с каналами цилиндра. 3. Установка по п.1, отличающаяся тем, что разобщители дополнительной колонны труб установлены над и/или под негерметичным участком эксплуатационной колонны труб. 4. Установка по п.1, отличающаяся тем, что дополнительная колонна труб и/или НКТ оснащена одной или несколькими скважинными овальными камерами со съемными клапанами для регулирования давления или расхода среды. 5. Установка по п.1, отличающаяся тем, что дополнительная колонна труб и/или НКТ оснащена разъединителем колонны и/или телескопическим соединением. 6. Установка по п. 1, отличающаяся тем, что в кольцевом пространстве между насосно-компрессорными и дополнительной колоннами труб установлен разобщитель их полости. 7. Установка по п.1, отличающаяся тем, что нижний центральный ниппель имеет двухступенчатую наружную поверхность с дополнительными поперечными каналами, причем верхняя ступень образует с полостью насосно-компрессорных труб кольцевое пространство. 8. Установка по п.1, отличающаяся тем, что насосно-компрессорные трубы и/или дополнительная колонна труб оснащены обратным клапаном, и/или размещенной под разобщителем скважинной овальной камерой, или центральным ниппелем со съемным клапаном.