Скважинная забойная компоновка

Изобретение относится к скважинной разработке и эксплуатации многопластовых месторождений углеводородов, в частности к технологии и технике одновременно раздельной эксплуатации нескольких эксплуатационных объектов одной скважиной, и может быть использовано для выполнения капитального ремонта скважин, например для проведения перфорации, кислотной обработки, гидравлического разрыва пластов (ГРП), эксплуатируемых одной скважиной. Технический результат - повышение эффективности выполнения работ по воздействию на пласт, сокращение времени выполнения работ. Скважинная забойная компоновка для перфорации пластов многопластовой залежи включает связанные с колонной насосно-компрессорных труб перфораторы, имеющие посадочные гнезда под клапан для поочередного ввода в работу перфораторов, которые расположены на боковой поверхности единого трубчатого корпуса. В его нижней части в седле установлена глухая пробка с ловильной головкой, при этом каждый из перфораторов имеет клапан, включающий корпус с золотником. Золотники клапанов связаны посредством поводков с общим штоком, состоящим из отдельных секций с возможностью регулирования длины каждой секции, обеспечивающей поочередное открытие каналов клапанов перфораторов. Посадочные размеры гнезд под золотники клапанов различны и увеличиваются в направлении от нижнего клапана к верхнему. Шток снабжен фиксатором положений, обеспечивающим его установку, соответствующую или открытию одного из клапанов перфораторов, или закрытию их всех, или установку штока в крайнее нижнее положение или в положение извлечения. В нижней части шток имеет захват, выполненный с возможностью взаимодействия с ловильной головкой пробки. В верхней части штока имеется ловильная головка для обеспечения посредством скважинного инструмента его возвратно-поступательного перемещения. Внутренние поверхности корпусов клапанов снабжены канавками для фиксирования внутрискважинного оборудования, устанавливаемого в отверстия корпусов. 1 ил.

 

Изобретение относится к скважинной разработке и эксплуатации многопластовых месторождений углеводородов, в частности к технологии и технике одновременно раздельной эксплуатации нескольких эксплуатационных объектов одной скважиной, и может быть использовано для выполнения капитального ремонта скважин, например для проведения перфорации, кислотной обработки, гидравлического разрыва пластов (ГРП), эксплуатируемых одной скважиной.

Известно оборудование для выполнения многократного перфорирования пластов [1], состоящее из гирлянды гидроперфораторов, состоящих из корпуса с насадками, перекрывающей их втулки, сбрасываемого клапана, ограничительной втулки, верхнего и нижнего переводников. При этом внутренняя поверхность перекрывающей втулки выполнена с кольцевым уступом, а в ее нижней части установлена ограничительная втулка, выполненная составной из подпружиненных секторов. Сбрасываемый клапан выполнен в виде стержня с кольцевыми уплотнениями и снабжен подпружиненными защелками, взаимодействующими с перекрывающей втулкой.

Недостатком данного устройства является то, что оно не допускает обработку пластов в произвольном порядке и не обеспечивает возврата на уже обработанный пласт.

Целью изобретения является создание скважинной забойной компоновки, которая обеспечила бы выполнение работ, связанных с воздействием на пласт, и призабойную зону без извлечения на поверхность и без осевого перемещения забойной компоновки, допускающую обработку пластов в произвольном порядке и обеспечение возможности возврата на уже обработанный пласт.

Технический результат, получаемый при использовании изобретения, заключается в повышении эффективности выполнения работ по воздействию на пласт, сокращению времени выполнения работ. При этом отпадает необходимость в перемещении забойной компоновки от одного пласта к другому, т.е. отсутствуют операции по изменению длины колонны труб, на которых она спущена. Кроме того, сокращается длительность пауз между выполнением работ на отдельных пластах одной скважины. Это, в частности, позволяет более эффективно выполнять водоизоляционные работы на пластах большой мощности.

Поставленная задача достигается за счет того, что скважинная забойная компоновка включает связанные с колонной насосно-компрессорных труб перфораторы, имеющие посадочные гнезда под клапан для поочередного ввода в работу перфораторов. При этом перфораторы расположены на боковой поверхности единого трубчатого корпуса, в нижней части которого в седле установлена глухая пробка с ловильной головкой. Каждый из перфораторов имеет клапан, включающий корпус с золотником, а золотники клапанов связаны посредством поводков с общим штоком, состоящим из отдельных секций с возможностью регулирования длины каждой секции, обеспечивающей поочередное открытие каналов клапанов перфораторов. Посадочные размеры гнезд под золотники клапанов различны и увеличиваются в направлении от нижнего клапана к верхнему, а шток снабжен фиксатором положений, обеспечивающим установку штока, соответствующую или открытию одного из клапанов перфораторов, или закрытию их всех, или установку штока в крайнее нижнее положение или в положение извлечения. В нижней части шток имеет захват, выполненный с возможностью взаимодействия с ловильной головкой пробки, а в верхней части выше фиксатора положений - ловильную головку для обеспечения посредством скважинного инструмента его возвратно-поступательного перемещения. Внутренние поверхности корпусов клапанов снабжены канавками для фиксирования внутрискважинного оборудования, устанавливаемого в отверстия корпусов.

Схема скважинной забойной компоновки показана на чертеже.

Она состоит из корпуса 1, спускаемого в скважину на колонне насосно-компрессорных труб. Корпус состоит из насосно-компрессорных труб, число и длина которых принимается исходя из конкретных условий - расстояния между обрабатываемыми пластами. На боковой поверхности корпуса располагаются сопла гидромониторных перфораторов 2 (в дальнейшем перфораторы) (на схеме показаны три перфоратора, однако их число может быть 2, 3, и т.д.). Расстояния L₁ L₂,… между перфораторами выбираются в соответствии с величиной интервалов между обрабатываемыми пластами или участками эксплуатационной колонны. Изменение этого расстояния достигается за счет использования дополнительных НКТ необходимой длины, устанавливаемых в корпус. В нижней части корпуса в седле 3 располагается пробка 4 с ловильной головкой.

Во внутренней части корпуса у перфораторов располагаются клапаны, состоящие из корпусов 5, 6, 7 и золотников 8, 9, 10. На внутренней рабочей поверхности корпусов имеются канавки 11. Они служат для фиксации внутрискважинного оборудования (клапанов, пробок, диафрагм и т.п.), которые могут устанавливаться в корпуса, как в гнезда, для выполнения каких-либо технологических операций.

Диаметры рабочих поверхностей корпусов d₁, d₂, d₃ (и золотников, соответственно), выполнены различными, они увеличиваются в направлении от забоя к устью скважины, обеспечивая возможность установки внутрискважинного оборудования в необходимое седло.

Золотники имеют трубчатую форму и снабжены радиальными каналами 12, которые соединяют внутреннюю полость с перфоратором. Золотники клапанов жестко соединены между собой штоком 13. Верхняя часть штока соединена с фиксатором 14, обеспечивающим точную установку золотников относительно корпусов - положения «а», «б», «в», «г» и т.д.

Шток 13 состоит из отдельных секций 15, 16, 17, длина которых S₁, S₂, S₃ выбирается в соответствии с расстоянием между перфораторами и обеспечивает управление клапанами. При этом может быть обеспечено следующее - все радиальные каналы закрыты (положение а); открыт канал верхнего перфоратора (положение б); открыт канал среднего перфоратора (положение в); открыт канал нижнего перфоратора (положение г). Если число перфораторов больше, чем показано на схеме, соответственно возрастает число фиксированных положений.

Соединение штока 13 с золотниками 8, 9, 10 осуществляется однотипными поводками 18.

Выше фиксатора на штоке располагается ловильная головка 19, которая служит для соединения с инструментом, спускаемым на проволоке с использованием канатной техники и служащим для перемещения штанги в процессе выполнения операции по воздействию на пласт.

В нижней части штока располагается захват 20, который при опускании в нижнее положение взаимодействует с ловильной головкой пробки 4 и обеспечивает ее извлечение на поверхность при подъеме штока 13.

Скважинная забойная компоновка работает следующим образом.

Устройство спускается в скважину на колонне насосно-компрессорных труб (НКТ), к нижней части которых крепится корпус 1. Длина колонны НКТ выбирается таким образом, чтобы верхний гидромониторный перфоратор расположился в зоне, на которую будет подвергаться обработке. Ниже расположенные перфораторы в соответствии с расстояниями между остальными пластами, подвергаемыми обработке, располагаются на удалении друг от друга, равном L₁, L₂,… L_i. Эти расстояния известны до начала работ, они определяются исходя из конструкции скважины или по результатам каротажных исследований скважины. Расстояния между перфораторами определяются длинами частей корпуса 1, состоящего из НКТ, устанавливаемых между перфораторами на поверхности перед спуском устройства. Таким образом, перфораторы располагаются напротив интервалов, обработка которых предполагается. Одновременно спускается и установленная в седле 3 пробка 4.

После спуска корпуса 1 с перфораторами 2 в скважину во внутреннюю полость колонны насосно-компрессорных труб спускают, например, с помощью канатной техники (не показана) золотники 8, 9, 10, соединенные между собой штоком 13. Спуск осуществляется с использованием ловильной головки 20, за которую производится захват инструментом канатной техники. Шток 13 состоит из секций 15, 16, 17, длины которых S₁, S₂,…S_i подбираются на поверхности, перед спуском компоновки в скважину таким образом, что бы золотники 8,9,10 взаимодействовали с корпусами 5, 6, 7.

После спуска штока он устанавливается в положение, при котором внутренняя полость НКТ через один из радиальных каналов 12 соединяется с тем перфоратором, который в соответствии с технологией должен использоваться в первую очередь (например, верхний, как показано на чертеже). После выполнения операции - перфорации пласта шток 13 перемещается в крайнее нижнее положение, обеспечивается захват ловильной головкой 20 пробки 4 и ее подъем вверх. При этом канал в седле 3 открывается, а шток 13 устанавливается в положение, при котором все радиальные каналы 12 закрыты.

Далее выполняется промывка скважины, например, от продуктов перфорации, путем подачи технологической жидкости в колонну НКТ. Через отверстие в седле жидкость направляется в затрубье и по кольцевому пространству поднимается вверх, вынося продукты, проникшие в полость скважины.

После промывки пробка 4 устанавливается на седло 3, шток 13 устанавливается в следующее положение, при котором технологическая жидкость из полости НКТ направляется в следующий перфоратор.

Таким образом, компоновка обеспечивает:

- обработку нескольких пластов в произвольном порядке;

- возможность повторной обработки пластов;

- проведение промывки скважины с расходами технологической жидкости, не ограничиваемыми проходными сечениями перфораторов.

Скважинная забойная компоновка для перфорации пластов многопластовой залежи, включающая связанные с колонной насосно-компрессорных труб перфораторы, имеющие посадочные гнезда под клапан для поочередного ввода в работу перфораторов, отличающаяся тем, что перфораторы расположены на боковой поверхности единого трубчатого корпуса, в нижней части которого в седле установлена глухая пробка с ловильной головкой, при этом каждый из перфораторов имеет клапан, включающий корпус с золотником, а золотники клапанов связаны посредством поводков с общим штоком, состоящим из отдельных секций с возможностью регулирования длины каждой секции, обеспечивающей поочередное открытие каналов клапанов перфораторов, при этом посадочные размеры гнезд под золотники клапанов различны и увеличиваются в направлении от нижнего клапана к верхнему, а шток снабжен фиксатором положений, обеспечивающим установку штока, соответствующую или открытию одного из клапанов перфораторов, или закрытию их всех, или установку штока в крайнее нижнее положение или в положение извлечения, причем в нижней части шток имеет захват, выполненный с возможностью взаимодействия с ловильной головкой пробки, а в верхней части выше фиксатора положений - ловильную головку для обеспечения посредством скважинного инструмента его возвратно-поступательного перемещения, при этом внутренние поверхности корпусов клапанов снабжены канавками для фиксирования внутрискважинного оборудования, устанавливаемого в отверстия корпусов.