УСТРОЙСТВО ДЛЯ ВОССТАНОВЛЕНИЯ ПРОДУКТИВНОСТИ ДОБЫВАЮЩИХ И ПРИЕМИСТОСТИ НАГНЕТАТЕЛЬНЫХ СКВАЖИН Российский патент 2002 года по МПК E21B37/00 

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может быть использовано при восстановлении продуктивности эксплуатационных или приемистости нагнетательных скважин.

Известно устройство для восстановления продуктивности или приемистости скважины, содержащее подвешенную в скважине на талевой системе подъемного механизма колонну насосно-компрессорных труб, дренажный насос и хвостовик с пакером и фильтром [1].

В этом техническом решении дренажный насос выполнен в виде корпуса, внутри которого установлен с возможностью ограниченного осевого перемещения полый шток с перфорационными отверстиями. Корпус и хвостовик соединены герметичным телескопическим соединением и на их наружных поверхностях закреплены опорные фланцы, между которыми смонтирован пакер. Шток подпружинен относительно корпуса, причем усилие пружины превышает усилие упругой деформации уплотнительного элемента пакера.

После спуска компановки и упора хвостовика на забой скважины происходит сжатие уплотнительного элемента пакера между опорными фланцами корпуса и хвостовика и призабойная зона скважины изолируется от затрубного пространства, расположенного выше. При дальнейшем перемещении колонны труб вниз полый шток выдвигается и его полость, связанная с полостью колонны, соединяется через перфорационные отверстия и камеру корпуса с подпакерным пространством. Под действием перепада давления жидкость, шлам и кольматационные отложения из призабойной зоны скважины устремляются в полость колонны труб. После выравнивания давлений механические примеси осаждаются в полости штока и колонны труб и устройство извлекают на поверхность для очистки.

Устройство отличается простотой и надежностью. Недостатком устройства является высокая трудоемкость производимых с его помощью работ и их низкая эффективность. Это объясняется тем, что при обработке сильнозагрязненных скважин однократное резкое воздействие на призабойную зону пласта депрессией оказывается недостаточной для отрыва всех видов отложений. Это вызывает необходимость проведения повторных обработок, каждая из которых требует подъема, очистки и спуска оборудования.

Наиболее близким по технической сущности к изобретению является устройство для восстановления продуктивности добывающих и приемистости нагнетательных скважин, включающее подвешенную на талевой системе подъемного механизма колонну насосно-компрессорных труб со сбивным штуцером, откачивающий узел возвратно-поступательного действия, подвижный элемент которого с нагнетательным клапаном соединен с нижней частью колонны насосно-компрессорных труб, хвостовик, в верней части которого находится неподвижный элемент с всасывающим клапаном откачивающего узла, а в нижней части - входные отверстия, и упор, ограничивающий перемещение подвижного элемента откачивающего узла относительно неподвижного и ограничитель хода подвижного элемента вниз [2].

Данное устройство позволяет проводить обработку скважины за один спуск и подъем оборудования. После спуска оборудования перемещение колонны насосно-компрессорных труб вверх-вниз на величину хода плунжера при неподвижном хвостовике приводит к откачке жидкости из скважины. Уровень в затрубье постепенно снижается до динамического, при этом пласт периодически испытывает увеличивающуюся по величине депрессию. Периодическое воздействие депрессии способствует отрыву и выносу многих видов отложений, засоривших забой скважины и поровые каналы призабойной зоны. Мелкий шлам и механические примеси вместе с откачиваемой жидкостью выносятся на поверхность, а крупные - осаждаются в шламонакопителе, из которого извлекаются после подъема оборудования. Продолжительность процесса контролируют по количеству выносимых в приемную емкость мехпримесей.

Недостатком известного устройства является относительно невысокая эффективность его работы и небольшой срок службы.

Этот недостаток связан с тем, что воздействие на пласт начинается только с момента, когда противодавление столба жидкости в затрубье снизится до пластового и основной отбор жидкости производят за счет его притока в скважину из пласта. Чем больше приток жидкости, тем интенсивнее происходит вынос механических частиц. Однако одновременно с повышением депрессии и, следовательно, притока жидкости в скважину увеличивается перепад давления на уплотнения пары подвижный-неподвижный элемент откачивающего узла и повышается количество свободного газа в откачиваемой жидкости.

Это обстоятельство приводит к снижению эффективности и работоспособности откачивающего узла за счет износа уплотнений и возможности срыва подачи в результате накопления газа под подвижным элементом.

В предложенном изобретении решается задача повышения эффективности работы устройства по воздействию на призабойную зону пласта, увеличения срока его службы.

Для решения поставленной задачи известное устройство для восстановления продуктивности добывающих и приемистости нагнетательных скважин, включающее подвешенную на талевой системе подъемного механизма колонну насосно-компрессорных труб со сбивным штуцером, откачивающий узел возвратно-поступательного действия, подвижный элемент которого с нагнетательным клапаном соединен с нижней частью колонны насосно-компрессорных труб, хвостовик, в верхней части которого находится неподвижный элемент с всасывающим клапаном откачивающего узла, а в нижней части - входные отверстия, и упор, ограничивающий перемещение подвижного элемента откачивающего узла относительно неподвижного и ограничитель хода подвижного элемента вниз, согласно изобретению, снабжено пакером, пробкой, штоком, размещенными на хвостовике между его входными отверстиями и неподвижным элементом откачивающего узла, а хвостовик в местах размещения пакера и пробки со штоком имеет герметичные телескопические соединения со срезными штифтами и возможностью ограниченного осевого перемещения, при котором шток взаимодействует с пробкой, а пакер принимает рабочее положение толкателем, размещенным над всасывающим клапаном, жестко связанным с ним своим основанием и имеющим возможность взаимодействия с нагнетательным клапаном в нижней точке перемещения подвижного элемента откачивающего узла, и заглушкой, установленной на хвостовике ниже его входных отверстий, причем подвижный элемент откачивающего узла выполнен в виде цилиндра с кожухом, а неподвижный - в виде поршня. Устройство может быть снабжено противопесочным клапаном, установленным в колонне насосно-компрессорных труб между сбивным штуцером и подвижным элементом откачивающего узла, и газоотводными отверстиями на хвостовике, расположенными под пакером. Существенные признаки устройства:
1. Колонна насосно-компрессорных труб со сбивным штуцером, подвешенная на талевой системе подъемного механизма.

2. Откачивающий узел возвратно-поступательного действия.

3. Подвижный элемент откачивающего узла с нагнетательным клапаном соединен с нижней частью колонны насосно-компрессорных труб.

4. Хвостовик.

5. Расположенный в верхней части хвостовика неподвижный элемент с всасывающим клапаном откачивающего узла.

6. Входные отверстия, находящиеся в нижней части хвостовика.

7. Упор, ограничивающий перемещение подвижного элемента откачивающего узла относительно неподвижного.

8. Ограничитель хода подвижного элемента вниз.

9. Пакер.

10. Пробка.

11. Шток.

12. Размещение пакера, пробки, штока на хвостовике между его входными отверстиями и неподвижным элементом откачивающего узла.

13. Хвостовик в местах размещения пакера и пробки со штоком имеет герметичные телескопические соединения со срезными штифтами и возможностью осевого перемещения, при котором шток взаимодействует с пробкой, а пакер принимает рабочее положение.

14. Толкатель.

15. Размещение толкателя над всасывающим клапаном и жесткая связь с ним своим основанием.

16. Толкатель имеет возможность взаимодействия с нагнетательным клапаном в нижней точке перемещения подвижного элемента откачивающего узла.

17. Заглушка, установленная на хвостовике ниже его входных отверстий.

18. Выполнение подвижного элемента откачивающего узла в виде цилиндра с кожухом.

19. Выполнение неподвижного элемента - в виде поршня.

20. Противопесочный клапан, установленный в колонне насосно-компрессорных труб между сбивным штуцером и подвижным элементом откачивающего узла.

21. Газоотводные отверстия на хвостовике, расположенные под пакером.

Признаки 1-8 являются общими с прототипом существенными признаками, признаки 9-19 являются отличительными существенными признаками, признаки 20, 21 - дополнительными признаками.

Сущность изобретения
Известное техническое решение - устройство для восстановления продуктивности добывающих и приемистости нагнетательных скважин недостаточно эффективно осуществляет очистку продуктивного пласта, т.к. воздействие на пласт начинается только с момента, когда из затрубного пространства скважины будет откачена жидкость и уровень ее снизится до статического положения. Только после этого постепенно, по мере работы откачивающего узла начнется приток жидкости из пласта, при котором происходит вынос из призабойной зоны механических загрязняющих ее частиц.

В предлагаемом устройстве наличие пакера, который отделяет затрубное пространство скважины от приема насоса, позволяет сразу же с большой депрессией производить откачку жидкости из пласта, т.к. первый же ход насоса вверх приводит к снятию противодавления на пласт как со стороны столба жидкости, находящегося в затрубном пространстве, так и столба жидкости, находящегося в колонне насосно-компрессорных труб. Эффект усиливается благодаря тому, что в предлагаемом устройстве имеется пробка, которая позволяет спускать насосно-компрессорные трубы в скважину при монтаже пустыми, без заполнения их во время спуска жидкостью. При посадке труб на забой после установки пакера шток сбивает пробку и трубы сразу же с большой скоростью заполняются жидкостью, поступающей непосредственно из пласта, еще до начала работы откачивающего узла.

Кроме того, в известном техническом решении после начала притока жидкости из пласта и появления на приеме откачивающего узла пластового газа возникает угроза срыва подачи насоса. В предложенном устройстве предусмотрен вывод газа из насоса в каждом цикле его работы с помощью толкателя, который принудительно открывает нагнетательный клапан в конце хода вниз. Это позволяет следующий цикл всасывания осуществлять с притоком жидкости в насос, т.е. без срыва подачи. Полному выпуску газа из насоса способствует выполнение подвижного элемента откачивающего узла в виде цилиндра, а неподвижного - в виде поршня.

Заглушка на конце хвостовика, введенная в предложенное устройство, позволила увеличить объем шламонакопителя как за счет его длины, так и за счет поперечного сечения.

Для эффективной работы пакера в хвостовике выполнены газоотводные отверстия, которые не дают скапливаться газу под пакером, создающему противодавление на пласт, особенно при большом расстоянии между пакером и входными отверстиями хвостовика.

Наличие в предложенном устройстве противопесочного клапана позволяет исключить осаждение над нагнетательным клапаном взвешенных в столбе жидкости механических частиц во время остановки работы откачивающего узла, что в известном устройстве приводило к быстрому износу ответственных элементов оборудования.

Таким образом, предложенное устройство позволяет расширить виды воздействия на призабойную зону пласта, увеличить время его интенсивного воздействия, повысить подачу насоса и исключить срыв его подачи.

Сущность изобретения поясняется чертежом, где показано устройство для восстановления продуктивности добывающих и приемистости нагнетательных скважин в продольном разрезе.

Устройство для восстановления продуктивности добывающих и приемистости нагнетательных скважин содержит подвешенную на талевой системе подъемного механизма колонну насосно-компрессорных труб 1 со сбивным штуцером 2, откачивающий узел возвратно-поступательного действия, подвижный элемент которого выполнен в виде цилиндра 3 с кожухом 4, имеет нагнетательный клапан 5 и соединен с нижней частью колонны насосно-компрессорных труб, упор 6 и ограничитель хода 7 подвижного элемента вниз, хвостовик 8 с всасывающим клапаном 9 в его верхней части и входными отверстиями 10 - в нижней части, пакер 11, пробку 12, шток 13, размещенные на хвостовике 8 между его входными отверстиями 10 и неподвижным элементом в виде поршня 14, хвостовик 8 в местах размещения пакера 11 и пробки 12 со штоком 13 имеет герметичные телескопические соединения 15 и 16, соответственно, со срезными штифтами 17 и 18, толкатель 19, размещенный над всасывающим клапаном 9 и своей основой 20 жестко связанный с клапаном 9, заглушку 21, установленную на хвостовике 8 ниже его входных отверстий 10, газоотводные отверстия 22 на хвостовике 8 под пакером 11, противопесочный клапан 23, установленный в колонне насосно-компрессорных труб 1 между сбивным штуцером 2 и подвижным элементом откачивающего узла.

Хвостовик 8 за счет герметичных телескопических соединений 15 и 16 имеет возможность ограниченного осевого перемещения, при котором шток 13 взаимодействует с пробкой 12, а пакер 11 принимает рабочее положение. Толкатель 19 имеет возможность взаимодействия с нагнетательным клапаном 5 в нижней точке перемещения подвижного элемента. Упор 6 ограничивает перемещение подвижного элемента откачивающего узла относительно неподвижного, а ограничитель хода 7 ограничивает перемещение подвижного элемента при его ходе вниз.

Штифт 18 выполнен из более прочного материала, чем верхний штифт 17, что обеспечивает поочередность срезания этих штифтов.

Работает устройство следующим образом.

Собранную компановку на колонне насосно-компрессорных труб 1 на талевой системе подъемного механизма спускают в заглушенную скважину. После упора хвостовика 8 с заглушкой 21 на забой, начинают разгрузку колонны. Кожух 4 подвижного элемента из верхней "мертвой точки" (ограничен упором 6) перемещается вниз при неподвижном поршне 14. Начинается осевое движение верхней части хвостовика 8 за счет телескопического соединения 15. При этом срезаются штифты 17, рассчитанные на вес части хвостовика 8. Пакер 11 сжимается и отсекает затрубье от пласта. Полная разгрузка колонны труб 1 происходит с момента, когда кожух 4 опустится в нижнюю "мертвую точку" и коснется ограничителя хода 7. Это положение контролируют по индикатору веса и служит точкой отсчета для определения рабочего хода откачивающего узла. Под весом колонны труб 1 и кожуха 4 при движении хвостовика 8 вниз за счет телескопических соединений 15 и 16 срезаются штифты 18 и штоком 13 сбивается пробка 12. Между штоком 13 и отверстием от пробки 12 образуется кольцевой зазор, соединяющий отсеченную до этого внутреннюю полость хвостовика 8, откачивающего узла и колонны насосно-компрессорных труб 1 с пластом. Создается однократная глубокая депрессия, в результате которой жидкость из пласта устремляется в упомянутую полость, увлекая с собой механические примеси и отложения. Величину депрессии регулируют подбором диаметров штока 13 и пробки 12, т.е. размерами кольцевого зазора.

После этого начинают процесс дренирования путем многократного перемещения кожуха 4 вверх-вниз на величину рабочего хода откачивающего узла. Рабочий ход откачивающего узла определяют как расстояние между верхней и нижней "мертвыми точками" кожуха 4 за вычетом хода, необходимого для принудительного открывания нагнетательного клапана 5 толкателем 19. При перемещении кожуха 4 вверх во внутренней полости откачивающего узла образуется разряжение, закрывается нагнетательный клапан 5 и открывается всасывающий клапан 9. Под действием перепада давления жидкость, поступающая в скважину из пласта вместе со шламом, всасывается через отверстие 10 в полость откачивающего узла. При обратном ходе кожуха 4 давление в полости откачивающего узла возрастает до давления нагнетания, клапан 9 закрывается, а нагнетательный клапан 5 открывается и жидкость вытесняется в полость колонны насосно-компрессорных труб 1. В процессе дренирования мелкие механические примеси вместе с откачиваемой жидкостью поднимаются по колонне труб 1 на поверхность. По количеству этих примесей в откачиваемой за один рабочий ход откачивающего узла жидкости определяют продолжительность дренирования. При этом крупные механические примеси осаждаются на дне хвостовика 8, которые поднимают на поверхность вместе с оборудованием, и удаляются после отвертывания заглушки 21. В процессе дренирования в полости насоса под нагнетательным клапаном 5 постоянно скапливается газ, количество которого увеличивается по мере разработки скважины, поэтому через несколько циклов работы откачивающего узла кожух 4 опускается до нижней "мертвой точки". Нагнетательный клапан 5 принудительно открывается толкателем 18 и происходит замещение в полости откачивающего узла газированной жидкости на дегазированную, в результате чего полностью удаляется из полости насоса газ и исключается возможность срыва подачи. После окончания дренирования оборудование извлекают на поверхность. Перед подъемом из лубрикатора сбрасывают груз (не показаны), сбивают штуцер 2 для слива жидкости из колонны труб по мере их подъема.

Пример конкретного осуществления.

В нефтяной скважине N 113 глубиной 1875 м с интервалом перфорации 1862-1870 м за 15 лет эксплуатации после многократных подземных ремонтов с глушением пласта произошло снижение коэффициента продуктивности из-за его засорения с 1,8 м³/сут•ат до 1,2 м³/сут•ат. Статический уровень жидкости находится на глубине 950 м и за время эксплуатации не изменился за счет поддержания пластового давления. Для восстановления продуктивности скважины проводят очистку призабойной зоны пласта предложенным устройством.

В скважину, заполненную жидкостью, спускают хвостовик 8 диаметром 60 мм с заглушкой 21, пакером 11, пробкой 12 и штоком 13, откачивающий узел с толкателем 19 и колонну насосно-компрессорных труб 1 диаметром 73 мм с противопесочным клапаном 23, расположенным над нагнетательным клапаном 5 откачивающего узла. Хвостовик 8 с заглушкой 21 ставят на забой, весом колонны насосно-компрессорных труб 1 срезают штифт 17 пакера 11 и распакеровывают его, затем срезают штифт 18 между пробкой 12 и штоком 13 и сбивают пробку 12. Затем с помощью талевой системы подъемного механизма производят откачку жидкости путем перемещения колонны насосно-компрессорных труб 1 в пределах меньших, чем расстояние от упора до касания толкателем 19 нагнетательного клапана 5.

Входные отверстия хвостовика 8 находятся на глубине 1860 м, пакер 11 на 1858 м, пробка 12 на 1854 м, откачивающий узел на 1850-1838 м, противопесочный клапан 23 - 1836 м. Длина хода откачивающего узла 10 м, рабочий диаметр 90 мм. За один рабочий ход подача жидкости составляет 63,6 л. Штифт 17 выполнен из менее прочного материала Ст 10 с σ_в= 34 кгс/мм³, а штифт 18 - из более прочного материала Ст 45 с σ_в= 61 кгс/мм².
Перед очисткой призабойной зоны пласт был заглушен задавочной жидкостью (водой) с избыточным давлением, достигающим 95 ат, что приводило к поглощению загрязненной жидкости пластом. После сбивания пробки 12, противодавление на пласт сразу резко снизилось от избыточного до депрессии в 92 ат. Постепенно по мере заполнения насосно-компрессорных труб 1 пластовой жидкостью депрессия уменьшилась и по достижении уровня на глубине 950 м стала равной нулю. Основной эффект очистки произошел в первый момент процесса, когда имел место импульсный характер притока жидкости из пласта в скважину, при котором произошел отрыв твердых частиц, приставших к стенкам фильтрационных каналов пласта.

Затем была произведена откачка пластовой жидкости путем многократного перемещения колонны насосно-компрессорных труб 1 вверх-вниз. При каждом цикле начиная с первого из пласта в скважину притекало около 50 л жидкости (часть объема терялось на упругое сжатие жидкости), что также приводило к очистке призабойной зоны. Производительность откачивающего узла не изменилась с появлением пластового газа. В известном устройстве приток жидкости из пласта возникал только после 160 циклов, когда уровень жидкости в затрубном пространстве снижался ниже глубины 950 м. При этом скорость притока в первое время была незначительной из-за малой величины депрессии на пласт, а впоследствии с увеличением депрессии была снижена из-за вредного влияния на работу откачивающего узла пластового газа.

Результатом проведенной очистки явилось восстановление продуктивности скважины, что дало при допустимой депрессии на пласт в 30 ат увеличение дебита скважины на 3,8 м³/сут.

Таким образом, предложенное устройство позволяет повысить эффективность очистки призабойной зоны пласта, увеличивая при этом дебит скважин на 4-6%.

Источники информации
1. Патент РФ 2068079, кл. Е 21 В 37/00, 1996.

2. Патент РФ 2119042, кл. Е 21 В 37/00, 1996 - прототип.

Изобретение относится к нефтяной промышленности. Устройство включает подвешенную на талевой системе подъемного механизма колонну насосно-компрессорных труб со сбивным штуцером. Откачивающий узел возвратно-поступательного действия имеет подвижный элемент с нагнетательным клапаном, который соединен с нижней частью колонны насосно-компрессорных труб. В верхней части хвостовика находится неподвижный элемент с всасывающим клапаном откачивающего узла. В нижней части хвостовика имеются входные отверстия. Упор ограничивает перемещение подвижного элемента откачивающего узла относительно неподвижного. Имеется ограничитель хода подвижного элемента вниз. Устройство снабжено пакером, пробкой, штоком, размещенными на хвостовике между его входными отверстиями и неподвижным элементом откачивающего узла. Хвостовик в местах размещения пакера и пробки со штоком имеет герметичное телескопическое соединение со срезными штифтами и возможность ограниченного осевого перемещения, при котором шток взаимодействует с пробкой, а пакер принимает рабочее положение. Толкатель размещен над всасывающим клапаном и жестко связан с ним своим основанием и имеет возможность взаимодействия с нагнетательным клапаном в нижней точке перемещения подвижного элемента откачивающего узла. Заглушка установлена на хвостовике ниже его входных отверстий. Подвижный элемент откачивающего узла выполнен в виде цилиндра с кожухом, а неподвижный - в виде поршня. Устройство может быть снабжено противопесочным клапаном, установленным в колонне насосно-компрессорных труб между сбивным штуцером и подвижным элементом откачивающего узла, и может иметь газоотводные отверстия на хвостовике, расположенные под пакером. Повышается эффективность работы устройства по воздействию на призабойную зону пласта, увеличивается срок его службы. 2 з.п. ф-лы, 1 ил.

1. Устройство для восстановления продуктивности добывающих и приемистости нагнетательных скважин, включающее подвешенную на талевой системе подъемного механизма колонну насосно-компрессорных труб со сбивным штуцером, откачивающий узел возвратно-поступательного действия, подвижный элемент которого с нагнетательным клапаном соединен с нижней частью колонны насосно-компрессорных труб, хвостовик, в верхней части которого находится неподвижный элемент с всасывающим клапаном откачивающего узла, а в нижней части - входные отверстия, и упор, ограничивающий перемещение подвижного элемента откачивающего узла относительно неподвижного, и ограничитель хода подвижного элемента вниз, отличающееся тем, что оно снабжено пакером, пробкой, штоком, размещенными на хвостовике между его входными отверстиями и неподвижным элементом откачивающего узла, а хвостовик в местах размещения пакера и пробки со штоком имеет герметичные телескопические соединения со срезными штифтами и возможностью ограниченного осевого перемещения, при котором шток взаимодействует с пробкой, а пакер принимает рабочее положение, толкателем, размещенным над всасывающим клапаном, жестко связанным с ним своим основанием и имеющим возможность взаимодействия с нагнетательным клапаном в нижней точке перемещения подвижного элемента откачивающего узла, и заглушкой, установленной на хвостовике ниже его входных отверстий, причем подвижный элемент откачивающего узла выполнен в виде цилиндра с кожухом, а неподвижный - в виде поршня. 2. Устройство по п. 1, отличающееся тем, что оно снабжено противопесочным клапаном, установленным в колонне насосно-компрессорных труб между сбивным штуцером и подвижным элементом откачивающего узла. 3. Устройство по п. 1 или 2, отличающееся тем, что оно имеет газоотводные отверстия на хвостовике, расположенные под пакером.