Устройство для обработки призабойной зоны скважины методом имплозии



Устройство для обработки призабойной зоны скважины методом имплозии
Устройство для обработки призабойной зоны скважины методом имплозии

 


Владельцы патента RU 2600583:

ПУБЛИЧНОЕ АКЦИОНЕРНОЕ ОБЩЕСТВО "ТАТНЕФТЬ" ИМЕНИ В.Д. ШАШИНА (RU)

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к устройствам для обработки призабойных зон скважин. Устройство для обработки призабойной зоны скважины методом имплозии содержит корпус с верхним и нижним рядами радиальных каналов, размещенные в корпусе нижний ступенчатый поршень с осевым каналом и верхний подпружиненный поршень с осевым каналом, шаровой клапан с седлами, установленный между нижним ступенчатым и верхним подпружиненным поршнями и имеющий возможность перекрытия осевого канала верхнего поршня. В шаровом клапане выполнен центральный канал, в котором жестко установлен шток. Нижний конец штока размещен в осевом канале нижнего ступенчатого поршня и пропущен сквозь нижний центратор, жестко закрепленный в осевом канале нижнего ступенчатого поршня. Верхний конец штока размещен в осевом канале верхнего подпружиненного поршня и пропущен сквозь верхний центратор, жестко закрепленный в осевом канале верхнего подпружиненного поршня. Верхний подпружиненный поршень и нижний ступенчатый поршень имеют возможность ограниченного осевого перемещения в корпусе с центрированием относительно шарового клапана со штоком. На верхнем торце нижнего ступенчатого поршня и на нижнем торце верхнего подпружиненного поршня выполнены седла шарового клапана в виде цилиндрических выборок. Предлагаемое устройство для обработки призабойной зоны скважины методом имплозии позволяет: повысить качество имплозионной обработки призабойной зоны скважины; повысить надежность работы в наклонных и горизонтальных скважинах. 2 ил.

 

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к устройствам для обработки призабойных зон скважин.

Известно устройство для обработки призабойной зоны методом имплозии (авторское свидетельство SU №721524, МПК E21B 43/26, опуб. 15.03.1980 в бюл. №10), содержащее корпус с радиальными каналами, размещенный в корпусе подпружиненный дифференциальный поршень, цилиндр и обратный клапан, при этом с целью обеспечения автоматического многократного проведения процесса с использованием энергии пласта, внутри цилиндра установлен ступенчатый поршень с осевым каналом и шаровым клапаном, причем дифференциальный поршень выполнен полым с радиальными отверстиями, а шаровой клапан размещен между ступенчатым и дифференциальным поршнями.

Недостатками данного устройства являются:

- во-первых, сложность конструкции, обусловленная большим количеством узлов и деталей (цилиндр, дифференциальный поршень, обратный клапан и т.д.);

- во-вторых, низкое качество имплозионной обработки призабойной зоны скважины вследствие потери герметичности, обусловленной конусными поверхностями седел шарового клапана, на которых в процессе работы откладываются продукты имплозионной очистки пласта, что вскоре приводит к негерметичной работе шарового клапана;

- в-третьих, необходим наземный привод для работы устройства.

Наиболее близким по технической сущности и достигаемому результату является устройство для обработки призабойной зоны методом имплозии (авторское свидетельство SU №1004624, МПК E21B 43/26, опуб. 15.03.1983 г. в бюл. №10), содержащее корпус с верхним и нижним рядами радиальных каналов, размещенные в корпусе нижний ступенчатый поршень с осевым каналом, верхний подпружиненный поршень с осевым каналом и установленный между поршнями шаровой клапан с седлами, имеющий возможность перекрытия осевого канала верхнего поршня.

Недостатками данного устройства являются:

- во-первых, низкое качество имплозионной обработки призабойной зоны скважины вследствие потери герметичности, обусловленной конусными поверхностями седел шарового клапана, на которых в процессе работы откладываются продукты имплозионной очистки пласта, что вскоре приводит к негерметичной работе шарового клапана;

-во-вторых, низкая надежность работы в наклонных и горизонтальных скважинах, обусловленная тем, что шаровой клапан расположен между двумя поршнями свободно, т.е. не имеет ограничения радиального перемещения и не будет перекрывать осевые каналы соответствующих поршней в таких скважинах, так как будет располагаться на периферии между поршнями у корпуса устройства, что вызывает отказ устройства в работе.

Технической задачей изобретения является повышение качества имплозионной обработки призабойной зоны скважины, а также повышение надежности работы устройства в наклонных и горизонтальных скважинах.

Поставленная техническая задача решается устройством для обработки призабойной зоны скважины методом имплозии, содержащим корпус с верхним и нижним рядами радиальных каналов, размещенные в корпусе нижний ступенчатый поршень с осевым каналом и верхний подпружиненный поршень с осевым каналом, шаровой клапан с седлами, установленный между нижним ступенчатым и верхним подпружиненным поршнями и имеющий возможность перекрытия осевого канала верхнего поршня.

Новым является то, что в шаровом клапане выполнен центральный канал, в котором жестко установлен шток, при этом нижний конец штока размещен в осевом канале нижнего ступенчатого поршня и пропущен сквозь нижний центратор, жестко закрепленный в осевом канале нижнего ступенчатого поршня, причем верхний конец штока размещен в осевом канале верхнего подпружиненного поршня и пропущен сквозь верхний центратор, жестко закрепленный в осевом канале верхнего подпружиненного поршня, при этом верхний подпружиненный поршень и нижний ступенчатый поршень имеют возможность ограниченного осевого перемещения в корпусе с центрированием относительно шарового клапана со штоком, при этом на верхнем торце нижнего ступенчатого поршня и на нижнем торце верхнего подпружиненного поршня выполнены седла шарового клапана в виде цилиндрических выборок.

На фиг. 1 схематично изображено предлагаемое устройство для обработки призабойной зоны методом имплозии.

На фиг. 2 изображено сечение А-А предлагаемого устройства для обработки призабойной зоны методом имплозии.

Устройство для обработки призабойной зоны методом имплозии содержит корпус 1 (см. фиг. 1 и 2) с верхним 2 и нижним 3 рядами радиальных каналов.

В корпусе 1 размещен нижний ступенчатый поршень 4 с осевым каналом 5, верхний подпружиненный пружиной 6 поршень 7 с осевым каналом 8 и шаровой клапан 9, установленный между нижним ступенчатым 4 и верхним подпружиненным 7 поршнями и имеющий возможность перекрытия осевого канала 8 верхнего подпружиненного поршня 7. В шаровом клапане 9 выполнен центральный канал 10, в котором жестко установлен шток 11. Нижний конец 12 штока 11 размещен в осевом канале 5 нижнего ступенчатого поршня 4 и пропущен сквозь нижний центратор 13, жестко закрепленный в осевом канале 5 нижнего ступенчатого поршня 4. Верхний конец 14 штока 11 размещен в осевом канале 8 верхнего подпружиненного поршня 7 и пропущен сквозь верхний центратор 15, жестко закрепленный в осевом канале 8 верхнего подпружиненного поршня 7. Верхний подпружиненный поршень 7 и нижний ступенчатый поршень 4 имеют возможность ограниченного осевого перемещения в корпусе 1 с центрированием относительно шарового клапана 9 со штоком 11 при соблюдении следующих конструктивных условий:

L1>a;

L2>b,

где L1 - расстояние от нижнего торца нижнего центратора 13 до окончания нижнего конца 12 штока 11, м;

L2 - расстояние от верхнего торца верхнего центратора 15 до окончания верхнего конца 14 штока 11, м;

a - максимальная длина хода нижнего ступенчатого поршня 4 в корпусе 1 относительно шарового клапана 9 со штоком 11, м;

b - максимальная длина хода верхнего подпружиненного поршня 7 в корпусе 1 относительно шарового клапана 9 со штоком 11, м.

На верхнем торце нижнего ступенчатого поршня 4 и на нижнем торце верхнего подпружиненного поршня 7 выполнены соответствующие седла шарового клапана 9 в виде цилиндрических выборок 16 и 17. Сопрягаемые поверхности нижнего ступенчатого поршня 4 с корпусом 1 и верхнего подпружиненного поршня 7 с корпусом 1 снабжены уплотнительными кольцами, на фиг. 1 и 2 не показано.

Устройство работает следующим образом.

Предлагаемое устройство спускают в скважину 18 (см. фиг. 1) на конце колонны труб, оснащенной глубинным насосом (на фиг. 1 и 2 не показано) любой известной конструкции, например центробежным.

После спуска устройства в скважину 18 (см. фиг. 1 и 2) производят посадку пакера 19, например, на 5 м выше пласта 20. Периодически, например в течение суток, с помощью глубинного насоса по колонне труб откачивают на поверхность пластовую жидкость, которая поступает на прием глубинного насоса из пласта 20 через перфорированные отверстия 21 пласта 20 и далее через осевые каналы 5 и 8 соответственно нижнего ступенчатого поршня 4 и верхнего подпружиненного поршня 7 при открывшемся шаровом клапане 9 с отжатой вверх пружиной 6 верхнего подпружиненного поршня 7, при этом пластовая жидкость свободно перетекает через нижний 13 и верхний 15 центраторы (см. фиг. 1 и 2), например, жесткие выполненные в виде трех пластин (на фиг. 2 показано условно) и установленные в соответствующие осевые каналы 5 и 8 соответственно нижнего ступенчатого поршня 4 и верхнего подпружиненного поршня 7.

По истечению суток насос отключают и откачку пластовой жидкости прекращают, при этом устройство возвращается в положение, показанное на фиг. 1, и начинает работать под действием энергии пласта 20. Поступающая в устройство пластовая жидкость под действием своего давления перемещает вверх нижний ступенчатый поршень 4 и верхний подпружиненный поршень 7, так как шаровым клапаном 9 затрубное пространство 22 изолировано от пластового пространства 23 (верхний 2 и нижний 3 ряды радиальных каналов герметично отсечены). Ограничитель 24 останавливает нижний ступенчатый поршень 4 от перемещения вверх относительно корпуса 1. Давление сверху действует на верхний подпружиненный поршень 7 и шаровой клапан 9, так как глубинный насос остановлен, при этом снизу через нижний ряд радиальных каналов 3 корпуса 1 давление действует на нижний ступенчатый поршень 4. Возникает перепад давления, под действием которого нижний ступенчатый поршень 4 перемещается вниз, а верхний подпружиненный поршень 7, сжимая пружину 6 с шаровым клапаном 9, перемещается вверх. В определенный момент открывается нижний ряд радиальных каналов 3 корпуса 1, а клапан 9 отходит от осевого канала 8 верхнего подпружиненного поршня 7. В результате пластовая жидкость за счет давления пласта через перфорированные отверстия 21 пласта 20 и пластовое пространство 23 через осевой канал 5 нижнего ступенчатого поршня 4 сквозь верхний 2 и нижний 3 ряды радиальных каналов 3 корпуса 1 поступает в затрубное пространство 22. Верхний подпружиненный поршень 7 под действием возвратной силы пружины 6 перемещается вниз и занимает свое нижнее положение (см. фиг. 1), заново закрывая шаровым клапаном 9 осевые каналы 5 и 8 соответственно нижнего ступенчатого поршня 4 и верхнего подпружиненного поршня 7, при этом шаровой клапан 9 герметично садится в оба седла, выполненные в виде цилиндрических выборок 16 и 17.

В процессе работы устройства шток 11, жестко установленный в центральном отверстии 10 шарового клапана 9, благодаря наличию верхнего 10 и нижнего 14 и верхнего 15 центраторов позволяет ограничить радиальное перемещение и центрировать шаровой клапан 9 относительно седел, выполненных в виде цилиндрических выборок 16 и 17 соответственно нижнего ступенчатого поршня 4 и верхнего подпружиненного поршня 7.

В процессе ограниченных осевых перемещений:

- нижнего ступенчатого поршня 4 соблюдается условие L1>a;

- верхнего подпружиненного поршня 7 с соблюдением условия: L2>b, что позволяет центрировать шаровой клапан 9, также исключая негерметичную посадку на седла, выполненные в виде цилиндрических выборок 16 и 17,

Поэтому независимо от траектории скважины (вертикальная, наклонная, горизонтальная) исключается расположение шарового клапана 9 на периферии между поршнями 4 и 7 у корпуса 1 устройства. Кроме того, шаровой клапан 9 в процессе работы центрируется относительно седел, выполненных в виде цилиндрических выборок 16 и 17 соответственно нижнего ступенчатого поршня 4 и верхнего подпружиненного поршня 7.

Таким образом, повышается надежность работы устройства в наклонных и горизонтальных скважинах и обеспечивается безотказная работа устройства в таких скважинах.

Выполнение седел шарового клапана 9 в виде цилиндрических выборок 16 и 17 соответственно на нижнем ступенчатом поршне 4 и верхнем подпружиненном поршне 7 позволяет шаровой поверхности герметично расположиться между кромкам цилиндрических выборок 16 и 17, при этом в отличие от прототипа, где седла выполнены конусными, в предлагаемом устройстве наличие кромок на цилиндрических выборках 16 и 17 исключает отложения на них продуктов имплозионной очистки пласта. Таким образом, исключается потеря герметичности и повышается качество имплозионной обработки призабойной зоны скважины.

Шаровой клапан 9 изолирует пластовое пространство 23 от затрубного пространства 22. Так происходит один цикл работы устройства.

В дальнейшем вышеописанный цикл работы устройства повторяется и на пласт 20 передаются периодические импульсы давления, и происходит обработка призабойной зоны скважины, вследствие чего увеличивается ее проницаемость.

По истечению одних суток включают глубинный насос и с помощью насоса по колонне труб откачивают на поверхность пластовую жидкость, как описано выше.

Предлагаемое устройство для обработки призабойной зоны скважины методом имплозии позволяет:

- повысить качество имплозионной обработки призабойной зоны скважины;

- повысить надежность работы в наклонных и горизонтальных скважинах.

Устройство для обработки призабойной зоны скважины методом имплозии, содержащее корпус с верхним и нижним рядами радиальных каналов, размещенные в корпусе нижний ступенчатый поршень с осевым каналом и верхний подпружиненный поршень с осевым каналом, шаровой клапан с седлами, установленный между нижним ступенчатым и верхним подпружиненным поршнями и имеющий возможность перекрытия осевого канала верхнего поршня, отличающееся тем, что в шаровом клапане выполнен центральный канал, в котором жестко установлен шток, при этом нижний конец штока размещен в осевом канале нижнего ступенчатого поршня и пропущен сквозь нижний центратор, жестко закрепленный в осевом канале нижнего ступенчатого поршня, причем верхний конец штока размещен в осевом канале верхнего подпружиненного поршня и пропущен сквозь верхний центратор, жестко закрепленный в осевом канале верхнего подпружиненного поршня, при этом верхний подпружиненный поршень и нижний ступенчатый поршень имеют возможность ограниченного осевого перемещения в корпусе с центрированием относительно шарового клапана со штоком, при этом на верхнем торце нижнего ступенчатого поршня и на нижнем торце верхнего подпружиненного поршня выполнены седла шарового клапана в виде цилиндрических выборок.



 

Похожие патенты:

Изобретение относится к газовой промышленности и может быть использовано для увеличения коэффициента извлекаемости газа путем пошагового регулирования режимов добычи.

Группа изобретений относится к нефтегазодобывающей и горной промышленности и, в частности, к интенсификации нефтегазовых скважин и дегазации угольных пластов. Технический результат - повышение эффективности способа и надежности работы устройства.
Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при разработке нефтяной залежи. Технический результат - повышение нефтеотдачи.

Изобретение относится к нефтедобывающей отрасли. Способ включает бурение добывающих горизонтальных скважин и проведение в них многоразовых гидроразрывов пласта.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности. Технический результат - расширение геологических условий применения устройства, повышение надежности, успешности и эффективности обработки призабойной зоны скважины, упрощение конструкции и изготовления устройства.

Изобретение относится к способам обработки призабойной зоны пластов скважин и может быть использовано в нефтегазодобывающей промышленности. Технический результат - интенсификация добычи нефти путем повышения или восстановления гидропроводности призабойной зоны пласта.

Изобретение относится к нефтяной и газовой промышленности и может быть использовано для интенсификации добычи нефти в осложненных геолого-физических условиях разработки.

Группа изобретений относится к нефтедобывающей промышленности и предназначено для скважин с низким пластовым давлением, а именно для очистки от твердых отложений стенок обсадных труб и отверстий перфорации, декольматации призабойной зоны пласта и увеличения подвижности пластовых флюидов за счет генерации колебаний давления в подпакерной области при извлечении нефти струйным насосом.

Изобретение относится к области нефтегазодобывающей промышленности и, в частности, к устройствам для обработки призабойной зоны скважины мгновенными импульсами давления.
Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности. Способ включает обустройство месторождения криогенной установкой, обустройство возмущающей и добывающей (добывающих) скважин и вызов притока к добывающей скважине путём создания депрессии через возмущающую скважину.

Изобретение относится к запорным элементам переливных клапанов и может быть применено в буровом оборудовании. Запорный орган выполнен в виде поджимаемого к седлу сферического запорного элемента в виде шарового сегмента, размещенного основанием вверх, с возможностью его перемещения, снабжен опорными элементами, выполненными в виде криволинейных ножек, изогнутых в направлении к вершине шарового сегмента.

Изобретение относится к области нефтедобычи, в частности к методам гидродинамических исследования пластов (далее - ГДИС) в добывающей скважине в процессе добычи нефти.

Группа изобретений относится к нефтяному машиностроению и предназначена в качестве обратного клапана для использования с погружными штанговыми или электроцентробежными насосами, предназначенными преимущественно для перекачивания жидкостей с высоким содержанием механических примесей.

Изобретение относится к области добычи углеводородов и может быть использовано при подземном ремонте скважин, оборудованных фонтанным лифтом, электроцентробежными или иными насосами.

Группа изобретений относится к скважинному компенсатору давления для применения вместе со скважинным инструментом, содержащему корпус с камерой и внутренней полой секцией, первый поршень, делящий камеру на первую секцию и вторую секцию, причем первая секция соединена с возможностью передачи текучей среды с первым отверстием для текучей среды, вторая секция соединена с возможностью передачи текучей среды со скважиной через второе отверстие для текучей среды, и первую пружину, расположенную внутри второй секции для приложения давления к первому поршню, чтобы сделать возможным сохранение избыточного давления в первой секции.

Группа изобретений относится в нефтегазодобывающей отрасли, в частности к регулированию потока флюидов в трубных колоннах в скважинах. Устройство содержит кожух с одним или несколькими сформированными в нем отверстиями; клапанный компонент, который может совмещаться и выводиться из совмещения с указанным одним или несколькими отверстиями в кожухе; и одну или несколько пробок, установленных в одном или нескольких отверстиях, причем в каждом отверстии установлена одна пробка, так что обеспечивается возможность спуска клапанного компонента в открытом положении по отношению к отверстиям.

Изобретение относится к способам обработки призабойной зоны пластов скважин и может быть использовано в нефтегазодобывающей промышленности. Технический результат - интенсификация добычи нефти путем повышения или восстановления гидропроводности призабойной зоны пласта.

Группа изобретений относится к оборудованию, используемому в работах, выполняемых в подземных скважинах и, в частности, к регулированию притока пластовых текучих сред и выпуска нагнетаемых текучих сред с сопротивлением потоку, зависящим от направления.

Изобретение относится к области нефтегазодобывающей промышленности и, в частности, к устройствам для обработки призабойной зоны скважины мгновенными импульсами давления.

Группа изобретений относится к клапанам, используемым при бурении скважин, к компоновкам низа бурильной колонны и к способам избирательного приведения в действие забойного двигателя.

Изобретение относится к области нефтедобычи и, в частности, к методам кислотной обработки призабойной зоны пласта с последующим вводом скважины в эксплуатацию. Способ также может быть применен при капитальном ремонте скважин и, в частности, при очистке каналов продуктивного пласта. Технический результат - обеспечение сохранения коллекторских свойств призабойной зоны продуктивного пласта при использовании на стадии глушения любых видов жидкостей глушения. По способу производят разобщение обрабатываемого пласта от межтрубного пространства скважины. Проводят закачку кислотного состава в интервал обрабатываемого пласта. Осуществляют технологическую выдержку. Выполняют свабирование и извлечение из пласта продуктов реакции. Проводят глушение скважины. Осуществляют спуск насосной установки и запуск скважины в работу. При этом, перед разобщением обрабатываемого пласта от межтрубного пространства производят спуск в скважину технологической колонны насосно-компрессорных труб - НКТ - с открытым концом, снабженным обратным клапаном, и с двумя пакерами для разобщения интервала обрабатываемого пласта от межтрубного пространства и от забоя или от другого пласта в скважине. Технологическую колонну НКТ над нижним пакером снабжают посадочным инструментом - ИП. Над верхним пакером устанавливают скважинный циркуляционный клапан. После технологической выдержки осуществляют перепосадку обоих пакеров выше интервала обрабатываемого пласта. Глушение скважины производят через скважинный циркуляционный клапан путем замещения жидкости в межтрубном пространстве скважины и в колонне НКТ жидкостью глушения. Затем производят распакеровку верхнего пакера. Перед спуском в скважину насосной установки посредством ИП отсоединяют технологическую колонну НКТ от нижнего пакера и извлекают указанную колонну НКТ из скважины. 7. з.п. ф-лы, 2 ил.
Наверх