УСТРОЙСТВО ДЛЯ ИНТЕНСИФИКАЦИИ ДОБЫЧИ НЕФТИ Российский патент 2015 года по МПК E21B43/00 

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и может быть использовано, в частности, для продления безводного режима эксплуатации нефтяных скважин.

Известно устройство для интенсификации добычи нефти (патент РФ №2282715, МПК E21B 43/14, опубл. 27.08.2006 г. в бюл. №24), включающее пакер с установленным в нем отключателем потока, который выполнен в виде полого корпуса с отверстиями, расположенными ниже и выше уплотнительного элемента пакера, а внутри корпуса концентрично его оси расположена труба, которая нижней своей частью соединена с корпусом, а верхняя ее часть по наружной поверхности взаимодействует с кольцевой втулкой, имеющей возможность осевого перемещения и снабженной кольцевым уплотнением и срезными штифтами, фиксирующими ее в корпусе, которая при перемещении вниз, после срезания штифтов, перекрывает отверстия в корпусе, расположенные над уплотнительным элементом пакера, отключая тем самым поток из отверстий ниже уплотнительного элемента пакера.

Недостатками данного устройства являются:

- во-первых, низкая функциональная возможность отключателя потока, так как он позволяет отключать поток жидкости только из нижних отверстий и не позволяет отключить поток жидкости из верхних отверстий (при обводнении продукции скважины сверху);

- во-вторых, низкая эффективность работы, связанная с тем, что при поступлении воды сверху невозможно продлить безводный режим эксплуатации нефтяных скважин;

- в-третьих, сложность конструкции в работе, связанная с тем, что для отключения нижних отверстий необходимо извлечь скважинный насос из скважины, и любым известным способом (например, с привлечением геофизического подъемника или насосного агрегата) переместить кольцевую втулку вниз потока и отключить поток из отверстий ниже уплотнительного элемента пакера;

- в-четвертых, ограниченные функциональные возможности, так устройство может эксплуатироваться только со штанговым глубинным насосом, поскольку при эксплуатации скважины электроцентробежным или винтовым насосом невозможно установить шарик на кольцевую втулку и переместить ее вниз созданием избыточного давления в колонне труб, так как насос размещается выше устройства;

- в-пятых, извлечение насоса из скважины, привлечение геофизического подъемника или насосного агрегата для перемещения кольцевой втулки вниз вызывает высокие материальные (технологическая жидкость, шарик) и финансовые затраты в работе.

Наиболее близким по технической сущности является устройство для эксплуатации скважины и отключения обводненной части пласта (патент РФ №2422422, МПК E21B 43/00, опубл. 20.07.2011 г. в бюл. №20), включающее спущенную в скважину колонну труб, пакер с установленным в нем отключателем потока, который выполнен в виде полого корпуса с отверстиями, расположенными выше уплотнительного элемента пакера, а внутри корпуса концентрично его оси расположена труба, кольцевую втулку со срезными штифтами, имеющую возможность осевого перемещения после срезания штифтов, кольцевые уплотнения, при этом труба жестко соединена с колонной труб, а снаружи снабжена поршнем, закрепленным в корпусе разрушаемыми элементами, при этом труба с поршнем после срезания разрушаемых элементов имеют возможность осевого перемещения вниз относительно корпуса отключателя потока и герметичного перекрытия отверстий корпуса выше уплотнительного элемента пакера, также труба снабжена верхним рядом отверстий, сообщающихся с отверстиями корпуса выше уплотнительного элемента пакера и нижним рядом отверстий сообщающихся с подпакерным пространством скважины, причем кольцевая втулка закреплена срезными штифтами внутри трубы выше его верхнего ряда отверстий, а сверху снабжена седлом под сбрасываемый с устья в колонну труб шар, при этом после срезания штифтов кольцевая втулка имеет возможность перемещения вниз и герметичного перекрытия нижнего ряда отверстий в трубе, отключая тем самым поток из подпакерного пространства скважины.

Недостатками данного устройства являются:

- во-первых, низкая надежность в работе, связанная с наличием разрушающих элементов, фиксирующих поршень в корпусе в конструкции устройства, срезающихся при расчетной нагрузке, при этом невозможность создания расчетной нагрузки (наклонный ствол, сползание пакера при разгрузке колонны труб на устройство) и/или просчеты при определении диаметра разрушающих элементов могут привести к отказу устройства в работе;

- во-вторых, сложность конструкции в работе, связанная с тем, что для отключения нижних отверстий необходимо извлечь скважинный насос из скважины, сбросить шар в колонну труб, создать необходимое давление с привлечением насосного агрегата для срезания штифтов кольцевой втулки и ее перемещения вниз и перекрытия нижнего ряда отверстий в трубе;

- в-третьих, извлечение скважинного насоса из скважины, привлечение насосного агрегата, автоцистерны для перемещения кольцевой втулки вниз вызывает высокие материальные (технологическая жидкость, шарик) и финансовые затраты в работе;

- в-четвертых, ограниченные функциональные возможности, так устройство может эксплуатироваться только со штанговым глубинным насосом, поскольку при эксплуатации скважины электроцентробежным или винтовым насосом невозможно установить шарик на кольцевую втулку и переместить ее вниз созданием избыточного давление в колонне труб, так как насос размещается выше устройства;

Технической задачей изобретения является упрощение конструкции устройства в работе и повышение надежности его работы, а также снижение материальных и финансовых затрат при работе устройства и расширение его функциональных возможностей.

Поставленная техническая задача решается устройством для интенсификации добычи нефти, включающим спущенную в скважину колонну труб, пакер с уплотнительным элементом и установленным в нем отключателем потока, который выполнен в виде полого корпуса с отверстиями, внутри полого корпуса концентрично его оси расположена труба, сверху жестко соединенная с колонной труб, а снизу - с поршнем, также труба с поршнем имеют возможность осевого перемещения относительно полого корпуса отключателя потока, кольцевое уплотнение.

Новым является то, что полый корпус отключателя потока заглушен снизу, а отверстия в нем расположены под углом 120° между собой в трех вертикальных плоскостях по периметру полого корпуса, причем в первой вертикальной плоскости выполнено два отверстия, расположенные соответственно выше и ниже уплотнительного элемента пакера, во второй вертикальной плоскости ниже уплотнительного элемента пакера выполнено одно отверстие, в третьей вертикальной плоскости выше уплотнительного элемента пакера выполнено одно отверстие, при этом поршень оснащен вырезом, поочередно сообщающим отверстия вертикальных плоскостей с внутренним пространством трубы при осевом и вращательном перемещении колонны труб с поршнем относительно полого корпуса отключателя потока, причем полый корпус отключателя потока внутри снизу снабжен наружным продольным пазом, а поршень в нижней части снабжен тремя внутренними продольными проточками, расположенными под углом 120° между собой по периметру, при этом полый корпус отключателя потока своим наружным продольным пазом имеет возможность фиксации в любой из трех внутренних продольных проточек поршня.

На фиг. 1 схематично изображено предлагаемое устройство в продольном разрезе.

На фиг. 2 изображено сечение А-А устройства.

На фиг. 3 изображено сечение Б-Б устройства.

Устройство для интенсификации добычи нефти включает спущенную в скважину 1 (см. фиг.1) колонну труб 2, пакер 3 с уплотнительным элементом и установленным в нем отключателем потока 4, который выполнен в виде полого корпуса 5 с отверстиями 6, 7, 8, 9, сообщающимися соответственно с надпакерным 10 и подпакерным 11 пространствами скважины 1. Внутри полого корпуса 5 концентрично его оси расположена труба 12, жестко соединенная с колонной труб 2.

Сверху труба 12 жестко соединена с колонной труб 2, а снизу труба 12 жестко соединена с поршнем 13. Труба 12 с поршнем 13 имеют возможность осевого перемещения относительно полого корпуса 5 отключателя потока 4.

Полый корпус 5 отключателя потока 4 заглушен снизу, а отверстия 6, 7, 8, 9 (см. фиг.1 и 2) в нем расположены под углом 120° между собой в трех вертикальных плоскостях 14′, 14″, 14′′′ по периметру полого корпуса 5. Например, отверстия 6, 7, 8, 9 в полом корпусе 5 отключателя потока 4 выполняют диаметром 25 мм.

В первой вертикальной плоскости 14′ выполнено два отверстия 6 и 7, расположенные соответственно выше и ниже уплотнительного элемента пакера 3, во второй вертикальной плоскости 14″ ниже уплотнительного элемента пакера 3 выполнено одно отверстие 8, а в третьей вертикальной плоскости 14′′′ выше уплотнительного элемента пакера 3 выполнено одно отверстие 9.

Поршень 13 оснащен вырезом 15 (см. фиг.2), например, выполненным в виде сегмента с шириной, большей диаметра отверстий 6, 7, 8, 9 (см. фиг.1), равной 25 мм, в полом корпусе 5 отключателя потока 4, например, выполняют: ширина - а выреза 15 составляет: a=35 мм.

Вырез 15 (см. фиг.1 и 2) поршня 13 поочередно сообщает отверстия (6 и 7), (8), (9) соответствующих вертикальных плоскостей 14′, 14″, 14″ с внутренним пространством 16 трубы 12 при осевом и вращательном перемещении колонны труб 2 с поршнем 13 относительно полого корпуса 5 отключателя потока 4.

Полый корпус 5 отключателя потока 4 внутри снизу снабжен наружным продольным пазом 17, например, длиной, равной: b=0,3 м (см. фиг.1). Поршень 13 в нижней части снабжен тремя внутренними продольными проточками 18′, 18″, 18″ (см. фиг.1 и 3), расположенными под углом 120° между собой по периметру поршня 13 длиной c=0,4 м.

Полый корпус 5 отключателя потока 4 своим наружным продольным пазом 17 имеет возможность фиксации в любой из трех внутренних продольных проточек 18′, 18″, 18″ поршня 13.

Ширина - e наружного продольного паза 17 полого корпуса 5 отключателя потока 4 (см. фиг.3) меньше ширины f каждой из трех внутренних продольных проточек 18′, 18″, 18″, выполненных в поршне 13, например, ширина осевого паза 17: e=6 мм, а ширина f каждой из трех внутренних продольных проточек 18′, 18″, 18′′′: f=10 мм, т.е. (e<f).

Несанкционированные перетоки жидкости исключаются кольцевым уплотнением 19.

Устройство для интенсификации добычи нефти работает следующим образом.

Устройство на колонне труб 2 (см. фиг.1) спускают в скважину 1, при этом в процессе спуска колонны труб 2 в скважину ее выше предлагаемого устройства оснащают насосом (на фиг.1, 2, 3 не показано) любой известной конструкции, например, электроцентробежным. Производят посадку пакера 3 (см. фиг.1) между верхними и нижними интервалами перфорации (на фиг.1, 2, 3 не показано) продуктивного пласта.

Устанавливают устройство в начальное положение (см. фиг.1, 2 и 3) так, чтобы вырез 15 поршня 13 находился напротив отверстий 6 и 7 вертикальной плоскости 14′, при этом наружный продольный паз 17 полого корпуса 5 отключателя потока 4 должен находиться во внутренней продольной проточке 18′ поршня 13.

Продукция из скважины 1 (см. фиг.1) поступает в устройство как из нижней зоны перфорации продуктивного пласта (на фиг.1, 2, 3 не показано), то есть из подпакерного пространства 11 (см. фиг.1) скважины 1 через отверстие 6 полого корпуса 5 отключателя потока 4, вырез 15 поршня 13 во внутреннее пространство 16 трубы 12, так и из верхней зоны перфорации продуктивного пласта (на фиг.1, 2, 3 не показано), то есть из надпакерного пространства 10 (см. фиг.1) скважины 1 через отверстие 7 полого корпуса 5 отключателя потока 4, вырез 15 поршня 13 во внутреннее пространство 16 трубы 12.

Во внутреннем пространстве 16 трубы 12 продукция из надпакерного 10 и подпакерного 11 пространств смешивается и поступает в колонну труб 2 на прием скважинного насоса (на фиг.1, 2, 3 не показано), который перекачивает продукцию на поверхность. В процессе эксплуатации скважины 1 (см. фиг.1) происходит обводнение продукции, причем обводнение продукции может произойти как в верхней части продуктивного пласта (надпакерное пространство 10 выше уплотнительного элемента пакера 3), например, вследствие заколонных перетоков, так и в нижней части продуктивного пласта (подпакерное пространство 11 ниже уплотнительного элемента пакера 3, например, вследствие подтягивания водного конуса к нижней зоне перфорации.

С появлением воды в продукции скважины, о чем свидетельствует повышенная обводненность добываемой продукции, производится отключение верхней (надпакерного пространства 10 скважины 1) или нижней (подпакерного пространства 11 скважины 1) водонасыщенной части пласта.

Для отключения нижней водонасыщенной части пласта из начального положения с устья скважины приподнимают колонну труб 2 и жестко соединенную с ней трубу 12 с поршнем 13 на длину, бόльшую длины b=0,3 м, например на длину 0,5 м, при этом наружный продольный паз 17 полого корпуса 5 отключателя потока 4 (см. фиг.1 и 2) выходит из внутреннего продольного проточки 18′ поршня 13.

Далее поворачивают колонну труб 2 с устья против часовой стрелки на угол, равный 120°, при этом вырез 15 поршня 13 размещается напротив отверстия 9, выполненного выше уплотнительного элемента пакера 3 в третьей вертикальной плоскости 14′′′, после чего колонну труб 2 и жестко соединенную с ней трубу 12 с поршнем 13 опускают вниз, при этом наружный продольный паз 17 полого корпуса 5 отключателя потока 4 входит во внутреннюю продольную проточку 18′′′ поршня 13 (см. фиг.1, 2 и 3), т.к. (e<f) и поршень 13 перемещается вниз относительно полого корпуса 5 отключателя потока 4 до упора в заглушенный снизу полый корпус 5 отключателя потока 4. В результате поток продукции из нижней водонасыщенной зоны пласта, т.е. из подпакерного 11 пространства скважины, отключается.

Далее поток продукции поступает только из верхней зоны перфорации (верхней необводненной зоны пласта), то есть из надпакерного пространства 10 скважины 1, через отверстие 9 полого корпуса 5 отключателя потока 4 вырез 15 поршня 13 во внутреннее пространство 16 трубы 12, откуда продукция по колонне труб 2 поступает на прием скважинного насоса (на фиг.1, 2, 3 не показано).

Таким образом, происходит отключение потока добываемой продукции из нижней зоны продуктивного пласта, которая обводнялась, и продукцию добывают только из верхней необводненной зоны пласта.

Для отключения верхней водонасыщенной части пласта с устья скважины из начального положения приподнимают колонну труб 2 (см. фиг.1 и 3) и жестко соединенную с ней трубу 12 с поршнем 13 на длину, бόльшую длины b=0,3 м, например на длину 0,5 м, при этом наружный продольный паз 17 полого корпуса 5 отключателя потока 4 выходит из внутреннего продольного проточки 18′ поршня 13.

Далее поворачивают колонну труб 2 с устья по часовой стрелки на угол, равный 120°, при этом вырез 15 поршня 13 размещается напротив отверстия 8, выполненного выше уплотнительного элемента пакера 3 во второй вертикальной плоскости 14″, после чего колонну труб 2 и жестко соединенную с ней трубу 12 с поршнем 13 опускают вниз, при этом наружный продольный паз 17 полого корпуса 5 отключателя потока 4 входит в внутреннюю продольную проточку 18″ поршня 13 (см. фиг.1, 2 и 3), т.к. (e<f) и поршень 13 перемещается вниз относительно полого корпуса 5 отключателя потока 4 до упора в заглушенный снизу полый корпус 5 отключателя потока 4.

В результате поток продукции из верхней водонасыщенной зоны пласта, т.е. из надпакерного пространства 10 скважины отключается.

Далее поток продукции поступает только из нижней зоны перфорации (нижний необводненной зоны пласта), то есть из подпакерного пространства 11 скважины 1, через отверстие 8 полого корпуса 5 отключателя потока 4, вырез 15 поршня 13 во внутреннее пространство 16 трубы 12, откуда продукция по колонне труб 2 поступает на прием скважинного насоса (на фиг.1, 2, 3 не показано).

Таким образом, происходит отключение потока добываемой продукции из верхней зоны продуктивного пласта, которая обводнялась, и продукцию добывают только из нижней необводненной зоны пласта.

Предлагаемое устройство для интенсификации добычи нефти имеет простую конструкции в работе, так как для отключения отверстий устройства ниже уплотнительного элемента пакера исключается извлечение скважинного насоса из скважины, также исключается привлечение дополнительной техники (насосного агрегата, автоцистерны с технологической жидкостью) и оборудования (шарика) для отключения потока жидкости из подпакерного пространства (нижних интервалов перфорации) скважины, а это позволяет сократить материальные и финансовые затраты в работе устройства, а за счет исключения разрушающих элементов, срезающихся при расчетной нагрузке, из конструкции устройства при отключения потока жидкости из надпакерного пространства (верхних интервалов перфорации) скважины повышается надежность устройства в работе.

Кроме того, предлагаемое устройство для интенсификации добычи нефти позволяет расширить функциональные возможности, так устройство может эксплуатироваться с любым типом насоса, а переключение потока продукции из верхних и нижних интервалов перфорации осуществляется осевым и вращательным перемещением колонны труб с устья скважины.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и может быть использовано, в частности, для продления безводного режима эксплуатации нефтяных скважин. Обеспечивает упрощение конструкции устройства в работе, повышение надежности его работы и расширение его функциональных возможностей. Сущность изобретения: устройство включает спущенную в скважину колонну труб, пакер с уплотнительным элементом и установленным в нем отключателем потока, внутри полого корпуса концентрично его оси расположена труба. Эта труба сверху жестко соединена с колонной труб, а снизу - с поршнем. Труба с поршнем имеют возможность осевого перемещения относительно полого корпуса отключателя потока. Полый корпус отключателя потока заглушен снизу, отверстия в нем расположены под углом 120° между собой в трех вертикальных плоскостях по периметру полого корпуса. В первой вертикальной плоскости выполнено два отверстия, расположенные соответственно выше и ниже уплотнительного элемента пакера. Во второй вертикальной плоскости ниже уплотнительного элемента пакера выполнено одно отверстие. В третьей вертикальной плоскости выше уплотнительного элемента пакера выполнено одно отверстие. При этом поршень оснащен вырезом, имеющим возможность поочередного сообщения отверстия вертикальных плоскостей с внутренним пространством трубы при осевом и вращательном перемещении колонны труб с поршнем относительно полого корпуса отключателя потока. Полый корпус отключателя потока внутри снизу снабжен наружным продольным пазом, а поршень в нижней части снабжен тремя внутренними продольными проточками, расположенными под углом 120° между собой по периметру, при этом полый корпус отключателя потока своим наружным продольным пазом имеет возможность фиксации в любой из трех внутренних продольных проточек поршня. 3 ил.

Устройство для интенсификации добычи нефти, включающее спущенную в скважину колонну труб, пакер с уплотнительным элементом и установленным в нем отключателем потока, который выполнен в виде полого корпуса с отверстиями, внутри полого корпуса концентрично его оси расположена труба, сверху жестко соединенная с колонной труб, а снизу - с поршнем, также труба с поршнем имеют возможность осевого перемещения относительно полого корпуса отключателя потока, кольцевое уплотнение, отличающееся тем, что полый корпус отключателя потока заглушен снизу, а отверстия в нем расположены под углом 120° между собой в трех вертикальных плоскостях по периметру полого корпуса, причем в первой вертикальной плоскости выполнено два отверстия, расположенные соответственно выше и ниже уплотнительного элемента пакера, во второй вертикальной плоскости ниже уплотнительного элемента пакера выполнено одно отверстие, в третьей вертикальной плоскости выше уплотнительного элемента пакера выполнено одно отверстие, при этом поршень оснащен вырезом с возможностью поочередного сообщения отверстия вертикальных плоскостей с внутренним пространством трубы при осевом и вращательном перемещении колонны труб с поршнем относительно полого корпуса отключателя потока, причем полый корпус отключателя потока внутри снизу снабжен наружным продольным пазом, а поршень в нижней части снабжен тремя внутренними продольными проточками, расположенными под углом 120° между собой по периметру, при этом полый корпус отключателя потока своим наружным продольным пазом имеет возможность фиксации в любой из трех внутренних продольных проточек поршня.