RU2349735C2 - Заканчивание скважины за один спуск насосно-компрессорной колонны - Google Patents

Abstract

Группа изобретений относится к нефтегазодобывающей промышленности, а именно к системам и способам для добычи углеводородных флюидов из окружающей скважину горной породы, предусматривающим цементирование насосно-компрессорной колонны на месте ее установки с последующей очисткой насосно-компрессорной колонны и хвостовика от излишков цементного раствора, добычу углеводородных флюидов с использованием оборудования газлифтной эксплуатации. Позволяет за один спуск насосно-компрессорной колонны провести цементирование законченной скважины с последующим эффективным применением газлифтной технологии для подъема углеводородов на поверхность. 4 н. и 23 з.п. ф-лы, 13 ил.

Description

Приоритет изобретения испрашивается по дате подачи предварительной заявки на патент США №60/415393 от 2 октября 2002 г.

Область техники, к которой относится изобретение

Настоящее изобретение относится к системам и способам цементирования участка насосно-компрессорной колонны или эксплуатационного хвостовика при заканчивании скважины, удаления из хвостовика и других элементов скважинного оборудования излишков цементного раствора и последующей добычи углеводородов из законченного интервала. Изобретение также относится к системам подъема углеводородов из скважины газлифтным способом.

Уровень техники

После бурения, обсадки и перфорации скважины и перед началом добычи углеводородов необходимо закрепить в стволе скважины эксплуатационный хвостовик. Во многих случаях эксплуатационный хвостовик целесообразно крепить путем цементирования. Принято считать, что цементирование эксплуатационного хвостовика в скважине исключает в дальнейшем возможность газлифтной эксплуатации этой скважины для повышения добычи из скважины. Зацементированный эксплуатационный хвостовик извлечь из скважины уже невозможно. Поскольку после цементирования конструкция законченной скважины становится неизменяемой, все предназначенные для использования газлифтные мандрели (скважинные камеры газлифтной установки, также называемые в литературе оправками для съемных клапанов) необходимо сразу спускать в скважину в составе насосно-компрессорной колонны. Однако это проблематично, поскольку при цементировании эксплуатационного хвостовика в скважине входные отверстия мандрели, через которые в нее поступает газ, забиваются цементом и становятся непригодными для использования,

По сведениям авторов изобретения, до сих пор не было предложений в отношении таких способов или устройств, которые позволяли бы всего за один спуск насосно-компрессорной колонны проводить цементирование законченной скважины с последующим эффективным применением газлифтной технологии для подъема углеводородов на поверхность.

Настоящее изобретение направлено на решение существующих проблем в данной области техники.

Краткое изложение сущности изобретения

В настоящем изобретении предлагаются системы и способы для цементирования эксплуатационного хвостовика с последующей эффективной очисткой насосно-компрессорной колонны и эксплуатационного хвостовика от излишков цементного (тампонажного) раствора.

В предпочтительном варианте изобретения предлагаемая в нем система эксплуатации скважины имеет центральный проходной канал, проходящий через соединенные в ряд переводники или инструменты, и включает в себя мандрель для установки газлифтных клапанов. В варианте изобретения, который на данный момент времени рассматривается как предпочтительный, газлифтные клапаны в мандрель не устанавливают, пока не будут проведены работы по цементированию насосно-компрессорной колонны и очистке мандрели. Предлагаемая в изобретении система заканчивания скважины в предпочтительном варианте содержит отводное устройство, например башмак, позволяющее продавливаемому по проходному каналу цементному раствору проходить в кольцевое пространство скважины. Кроме того, в предлагаемую в изобретении систему заканчивания скважины входит цементировочная пробка (верхняя, или продавочная, пробка), а также - в предпочтительном варианте - седло для посадки этой цементировочной пробки в проходном канале. В рассматриваемой системе для заканчивания скважины важную роль играет клапанное устройство, которое позволяет по выбору, т.е. управляемым образом, создавать циркуляцию рабочей жидкости через проходной канал и кольцевое пространство, а также через мандрель с боковым карманом. В предпочтительном варианте изобретения это клапанное устройство можно по выбору открывать и закрывать, вызывая и прекращая такую циркуляцию рабочей жидкости.

В изобретении также предлагается способ эксплуатации скважины, предусматривающий размещение в стволе скважины системы заканчивания скважины, содержащей мандрель с боковым карманом. Затем эту систему заканчивания скважины крепят в скважине, закачивая цементный раствор в проходной канал системы и выдавливая его через отводное устройство в кольцевое пространство. Кольцевое пространство заполняют цементным раствором до определенного уровня, после это кольцевое пространство пакеруют. В предпочтительных вариантах изобретения пакер располагают вблизи уровня подъема цементного раствора в кольцевом пространстве. Затем пласт перфорируют спускаемым на канате перфоратором. После цементирования компоновки для заканчивания (забойная компоновка) ее очищают от излишков цементного раствора, прогоняя через проходной канал компоновки для заканчивания цементировочную пробку давлением закачиваемой в канал рабочей жидкости. Рабочая жидкость помогает удалить излишки цементного раствора из проходного канала, а также соответствующих инструментов и устройств, составляющих систему заканчивания скважины. Открыв боковое сквозное отверстие клапанного устройства, рабочую жидкость также впускают в надпакерную область кольцевого пространства. Затем путем повышения давления жидкости в проходном канале и кольцевом пространстве клапанное устройство может быть закрыто. После этого при помощи т.н. отклонителя (инструмент для установки газлифтных клапанов) в мандрель с боковым карманом устанавливаются газлифтные клапаны. И затем можно начинать добычу углеводородов из перфорированной горной породы при помощи газлифтной оснастки насосно-компрессорной колонны.

Краткое описание чертежей

Фиг.1 - вертикальный разрез, иллюстрирующий пример выполнения предлагаемой в изобретении расположенной в скважине системы заканчивания скважины за один спуск насосно-компрессорной колонны.

Фиг.2 - вертикальный разрез показанной на фиг.1 системы заканчивания скважины, когда в нее продавлен цементный раствор.

Фиг.3 - вертикальный разрез показанной на фиг.1 и 2 системы заканчивания скважины после пакеровки.

Фиг.4 - вертикальный разрез показанной на фиг.1-3 системы заканчивания скважины после перфорации пласта.

Фиг.5 - вертикальный разрез показанной на фиг.1-4 системы заканчивания скважины с продавливаемой через нее цементировочной пробкой.

Фиг.6 - вертикальный разрез показанной на фиг.1-5 системы заканчивания скважины, иллюстрирующий дополнительную очистку системы от цементного раствора.

Фиг.7 - вертикальный разрез показанной на фиг.1-6 системы заканчивания скважины с газлифтными клапанами, посаженными в мандрель для последующей добычи углеводородных флюидов.

Фиг.8 - детальное изображение примера конструкции цементировочной пробки, выполненной в соответствии с изобретением.

Фиг.9 - подробное изображение примера конструкции муфты с упором и севшей в нее цементировочной пробкой.

Фиг.10А, 10Б и 10В - подробные изображения той части показанной на фиг.1-7 системы заканчивания скважины, в которой расположен закрытый при гидростатическом давлении циркуляционный клапан.

Фиг.11 - вертикальный разрез используемой в системе заканчивания скважины мандрели с боковым карманом, сохраняющей работоспособность после продавливания через нее цементного раствора.

Фиг.12 - поперечный разрез в плоскости 12-12 на фиг.11.

Фиг.13 - подробный вид секции направляющего вкладыша мандрели.

Подробное описание предпочтительных вариантов изобретения

На фиг.1 схематически показаны нижние участки скважины 10, пробуренной в земной породе 12. Позицией 14 обозначен нефтеносный (продуктивный) пласт породы. Рассматриваемая скважина 10 по меньшей мере частично обсажена металлической обсадной колонной 16, которая известным способом предварительно зацементирована в скважине. В стволе скважины 10 расположена система 20 заканчивания скважины за один спуск насосно-компрессорной колонны, или компоновка для заканчивания (забойная компоновка), подвешенная на насосно-компрессорной колонне 22. Между системой 20 заканчивания скважины и стволом скважины 10 находится кольцевое пространство 24. Следует также отметить, что внутри насосно-компрессорной колонны 22 и системы 20 заканчивания скважины по их длине проходит осевой проходной канал 26.

Верхняя часть рассматриваемой системы 20 заканчивания состоит из нескольких компонентов, соединенных друг с другом переходными муфтами или втулками. К этим компонентам относятся глубинный предохранительный клапан 28, мандрель 30 с боковым карманом и клапанное устройство в виде закрытого при гидростатическом давлении циркуляционного клапана 32. Под циркуляционным клапаном 32 расположен пакер 34. Ниже пакера 34 в скважину проходит эксплуатационный хвостовик 36, который своим нижним концом крепится на муфте 38 с упором для посадки цементировочной пробки. На нижнем конце системы 20 заканчивания закреплен башмак 40. В башмаке 40 имеется несколько боковых отверстий 42, через которые цементный раствор может вытесняться из нижнего конца проходного канала 26 в кольцевое пространство 24.

Глубинный предохранительный клапан 28 относится к типу клапанов, известных в данной области техники и используемых для перекрытия скважины в аварийной ситуации. Поскольку конструкция и принципы действия таких клапанов специалистам хорошо известны, более подробно в данном описании они не рассматриваются.

Конструкция циркуляционного клапана 32 подробнее представлена на фиг.10А, 10Б и 10В. Циркуляционный клапан 32 имеет внутренний цилиндрический корпус 50, на каждом конце 52, 54 которого имеется присоединительная резьба для безмуфтовых соединений. В цилиндрическом корпусе 50 выполнен проходящий по его длине осевой проходной канал 56. В средней части цилиндрического корпуса 50 имеется боковое сквозное отверстие 58, через которое проходной канал 56 может сообщаться с пространством, расположенным снаружи цилиндрического корпуса 50. В исходном состоянии клапана сквозное отверстие 58 герметично перекрыто разрушаемой диафрагмой 60. Снаружи на цилиндрическом корпусе 50 концентрически установлена внешняя гильза 62, имеющая возможность осевого перемещения по корпусу 50. Во внешней гильзе 62 выполнено сквозное отверстие 64. Внешняя гильза 62 крепится к цилиндрическому корпусу 50 заданным числом срезных штифтов 66.

В конструкцию циркуляционного клапана 32 также входит внутренняя гильза 67, расположенная в проходном канале 56 цилиндрического корпуса 50. Во внутренней гильзе 67 выполнено сквозное отверстие 69, которое исходно совмещено со сквозным отверстием 58 в цилиндрическом корпусе 50. На верхнем торце внутренней гильзы 67 имеется замковый профиль 71 для сцепления с переключающим элементом. Внутренняя гильза 67 также установлена с возможностью осевого перемещения в проходном канале 56, ограниченного первым положением, показанным на фиг.10А, в котором отверстие 69 совмещено со сквозным боковым отверстием 58 цилиндрического корпуса 50, и вторым положением (показано на фиг.10В), в котором сквозное отверстие 69 смещено относительно отверстия 58. Когда внутренняя гильза 67 находится во втором положении, проходной канал 56 и пространство, окружающее закрытый при гидростатическом давлении циркуляционный клапан 32, разобщены.

Циркуляционный клапан 32 приводится в действие давлением, позволяя находящейся в проходном канале 56 жидкости проходить в кольцевое пространство 24. Перед спуском системы в скважину 10 циркуляционный клапан 32 находится в состоянии, показанном на фиг.10А, когда внешняя гильза 62 застопорена в своем верхнем положении на цилиндрическом корпусе 50 при помощи срезных штифтов 66, в результате чего сквозное отверстие 64 во внешней гильзе 62 совмещено со сквозным отверстием 58 цилиндрического корпуса 50. При создании в проходном канале 56 достаточно высокого первого давления жидкости разрушаемая диафрагма 60 разрывается, сообщая между собой проходной канал 56 и окружающее циркуляционный клапан 32 пространство. При воздействии на внешнюю гильзу 62 снаружи достаточно высокого второго давления разрушаются срезные штифты 66, в результате чего гильза 62 смещается вниз по цилиндрическому корпусу 50 во второе положение, показанное на фиг.10Б. В этом положении внешняя гильза 62 закрывает сквозное отверстие 58 цилиндрического корпуса 50. Это приводит к разобщению проходного канала 56 и кольцевого пространства 24. Таким образом можно по выбору вызывать и прекращать циркуляцию рабочей жидкости через клапанное устройство 32, другие элементы системы 20 заканчивания и кольцевое пространство 24.

В случае незакрытия внешней гильзы 62 в проходные каналы 26 колонны и 56 клапанного устройства 32 спускают инструмент канатной техники (на фиг.10В обозначен позицией 73) со сдвигателем 75, который по своей форме и размерам выполнен с возможностью соединения с профилем 71 внутренней гильзы 67 с геометрическим замыканием. После сцепления сдвигателя 75 с профилем 71 сдвигатель 75 тянут вверх для перемещения внутренней гильзы 67 в ее второе, закрытое, положение (показанное на фиг.10В), чтобы сквозное отверстие 69 на внутренней гильзе 67 вышло из положения, в котором оно совмещено со сквозным отверстием 58 цилиндрического корпуса 50. В этом положении поток жидкости через сквозное отверстие 58 перекрыт.

Конструкция мандрели 30 с боковым карманом описана в нашей заявке на изобретение US 60/415393, поданной 2 октября 2002 г. и находящейся в рассмотрении одновременно с данной заявкой. На фиг.11, 12 и 13 мандрель 30 с боковым карманом показана подробнее и отдельно от других компонентов системы заканчивания скважины. Мандрель 30 содержит два трубчатых присоединительных переходника 72 и 74 на ее верхнем и нижнем концах соответственно. Дистальные концы присоединительных переходников имеют номинальный диаметр выходящих на поверхность насосно-компрессорных труб и резьбу для включения мандрели последовательно в насосно-компрессорную колонну. Присоединительные переходники имеют также выраженную асимметрично растянутую часть, обеспечивающую переход от номинального диаметра насосно-компрессорной колонны на резьбовых концах переходников на увеличенный диаметр трубы. Между расширяющимися концами верхнего и нижнего присоединительных переходников расположена эксцентричная труба 76 большего диаметра с боковым карманом, которая, например, может быть сварена с присоединительными переходниками. Соответствующая присоединительным переходникам 72 и 74 геометрическая ось 78 смещена в сторону от оси 80 эксцентричной трубы и параллельна ей (см. фиг.12).

В проходном сечении эксцентричной трубы 76, которое смещено в сторону относительно сечения основного проходного канала 84 насосно-компрессорной колонны 22, имеется цилиндрическая камера 82 клапана. Из цилиндрической камеры 82 в поперечном направлении через внешнюю стенку эксцентричной трубы 76 выходят отверстия 86. В цилиндрической камере 82 помещается не показанный на чертежах клапан или пробка, который устанавливается с помощью инструмента канатной техники, называемого отклонителем или инструментом для установки газлифтных клапанов. Для проведения работ по заканчиванию скважины в цилиндрических камерах 82 мандрелей обычно устанавливают пробки. Такая пробка преграждает путь потоку текучей среды через отверстия 86 между внутренним проходным каналом мандрели и внешним кольцевым пространством, препятствуя поступлению цементного раствора в затрубное пространство при заканчивании скважины. После завершения всех работ по заканчиванию скважины пробка легко извлекается инструментом канатной техники и таким же инструментом меняется на регулятор потока текучей среды.

У верхнего конца мандрели 30 расположена направляющая муфта 88 с цилиндрическим криволинейным контуром для придания отклонителю заданной ориентации относительно цилиндрической камеры 82 известным специалистам способом.

Внутри эксцентричной трубы между образующей боковой карман цилиндрической камерой 82 и присоединительными переходниками 72 и 74 в два ряда расположены секции 90 направляющих вкладышей. Вообще говоря, эти направляющие вкладыши 90 предусмотрены для заполнения основной части неиспользуемого внутреннего пространства эксцентричной трубы 76, что исключает возможность попадания в эти зоны цементного раствора. Менее очевидная, но не менее важная функция секций направляющих вкладышей заключается в том, что они создают в пустотах мандрели турбулентные циркулирующие течения рабочей жидкости, движущейся за цементировочной пробкой.

Подобно четвертным трим-молдингам секции 90 направляющих вкладышей имеют дугообразную цилиндрическую поверхность 92 и пересекающиеся плоские поверхности 94 и 96. Расстояние между обращенными друг к другу поверхностями 94 вкладышей определяется величиной просвета, или эксплуатационного канала, необходимого для монтажа вставных клапанов и ввода отклонителя (инструмента для установки газлифтных клапанов).

Важная функция плоских поверхностей 96 заключается в том, что они образуют боковые стенки, направляющие цементировочную пробку при ее перемещении по эксцентричной трубе 76 и удерживающие нижние (направляющие) дисковые манжеты цементировочной пробки в проходном канале 84 насосно-компрессорной колонны, по которой движется основной поток текучей среды.

В каждой секции направляющего вкладыша по ее длине на подходящих расстояниях друг от друга через поверхности 94 и 96 просверлены поперечные струйные каналы 97, пересекающиеся в материале вкладыша. Кроме того, на поверхностях 94, 96 имеются выполненные на подходящих расстояниях друг от друга выемки, или пазы, 98. В предпочтительном варианте между соседними секциями 90 направляющих вкладышей имеются зазоры 99, компенсирующие неравномерность теплового расширения элементов конструкции мандрели во время термообработки мандрели в сборе при ее изготовлении. При необходимости эти зазоры 99 могут быть выполнены таким образом, чтобы также турбулизировать поток.

На фиг.8 схематично изображена цементировочная пробка 108, используемая совместно с мандрелью рассмотренной выше конструкции. Существенным отличием этой цементировочной пробки 108 от аналогов является ее длина. Длина цементировочной пробки 108 приведена в соответствие с расстоянием между верхним и нижним присоединительными переходниками 72 и 74 мандрели. Цементировочная пробка 108 имеет расположенный в центре корпус 110 с передней (направляющей) и задней (замыкающей) группами нитрильных дисковых манжет 114. Как показано на фиг.8, передняя группа дисковых манжет 114 расположена вблизи головки 112 корпуса 110, а задняя группа - вблизи противоположного, т.е. заднего, конца корпуса 110. Каждая дисковая манжета 114 закреплена на корпусе 110 и имеет радиально выступающие части для скольжения по стенке проходного канала 26 и снятия с нее излишков цементного раствора. Следует также отметить, что дисковые манжеты 114 выполнены вогнутыми, в результате чего они расклиниваются в канале под действием давления жидкости, действующего со стороны заднего конца корпуса 110. Между передней и задней группами дисковых манжет расположен пружинный центратор 116. У корпуса 110 также имеется головка 112.

При заходе в мандрель 30 с боковым карманом передней группы дисковых манжет 114 создаваемое этими манжетами герметичное уплотнение канала нарушается, но плоские поверхности 96 направляющих вкладышей центрируют переднюю группу дисковых манжет 114 относительно оси проходного канала 84, по которому движется основной поток. В это время задняя группа дисковых манжет 114 еще находится в проходном канале 84 постоянного диаметра выше мандрели 30. Таким образом, действующее на заднюю группу манжет 114 давление продолжает нагружать корпус 110 цементировочной пробки. При дальнейшем перемещении цементировочной пробки 108 по мандрели 30 пружинный центратор 116 удерживает среднюю часть корпуса 110 пробки в концентричном относительно оси канала положении. К моменту вхождения задней группы дисковых манжет 114 в мандрель 30 с боковым карманом, сопровождаемого нарушением герметичности уплотнения канала, обеспечивающего продвижение цементировочной пробки, передняя группа дисковых манжет 114 плотно войдет в проходной канал 84 ниже мандрели 30, восстановив уплотнение на цементировочной пробке. Таким образом, когда на задней группе дисковых манжет 114 нарушится обеспечивающее движущую силу уплотнение, герметичное разобщение проходного канала уже будет обеспечено передней группой дисковых манжет 114.

Работа системы 20 заканчивания скважины за один спуск насосно-компрессорной колонны, рассматриваемой в качестве примера осуществления изобретения, иллюстрируется на фиг.1-7. На фиг.1 компоновка 20 показана после ее размещения на своем месте в скважине 10, когда эксплуатационный хвостовик 36 расположился в зоне пласта 14 породы. После этого вниз по центральному проходному каналу 26 закачивают цементный раствор 100, который затем вытесняют в радиальном направлении через боковые отверстия 42 в башмаке 40. Цементным раствором 100 заполняют кольцевое пространство 24 до достижения заданного уровня 102 подъема цемента за колонной для крепления системы 20 в скважине 10. Заданным уровнем 102 подъема цемента 100 обычно считают такой, при котором цементный раствор накрывает элементы пакера 34 (см. фиг.2). Затем для окончательного крепления колонны в скважине 10 приводят в действие пакер 34, как показано на фиг.3. Далее, как показано на фиг.4, в проходной канал 26 спускают перфоратор 104 известного в технике типа. При помощи перфоратора 104 в обсадной колонне 16 и окружающей породе 14 создают перфорационные отверстия 106. После этого перфоратор 104 извлекают из проходного канала 26. При необходимости пакеровку можно выполнить и после перфорирования скважины и очистки системы 20 от цементного раствора рассматриваемым ниже способом. Обычно же перфорацию породы 14 перфоратором 104 проводят после закачивания в скважину 10 цементного раствора 100 и прогона по проходному каналу 26 цементировочной пробки 108, о чем будет сказано ниже. Кроме того, перфорационным работам обычно предшествует период ожидания затвердевания цементного раствора 100.

Систему 20 очищают от цементного раствора, прогоняя по проходному каналу 26 цементировочную пробку 108, которая снимает излишки цементного раствора со стенок проходного канала 26 и элементов компоновки 20. Затем для дополнительной очистки агрегатов компоновки используют рабочую жидкость, циркулирующую через компоновку 20. Как показано на фиг.5, цементировочную пробку 108 вводят в проходной канал 26 и продавливают вниз по нему давлением жидкости. Для продавливания цементировочной пробки 108 по проходному каналу 26 используют рабочую жидкость. Цементировочная пробка 108 спускается по проходному каналу 26 под действием давления жидкости за дисковыми манжетами 114. На своем пути манжеты 114 эффективно очищают проходной канал 26 от цементного раствора. Когда цементировочная пробка 108 дойдет до нижнего конца проходного канала 26, она сядет в седло муфты 38, как показано на фиг.6.

На фиг.9 более подробно показана конструкция муфты 38 с седлом для посадки и фиксации цементировочной пробки вместе с посаженной в нее цементировочной пробкой 108. Как показано на этом чертеже, муфта 38 имеет внешний корпус 118, в котором расположен внутренний кольцевой элемент 120. Кольцевой элемент 120 имеет выступающий внутрь посадочный заплечик 122 и набор насечек 124. Головка 112 цементировочной пробки 108 садится на посадочный заплечик 122, препятствующий дальнейшему движению цементировочной пробки 108 вниз. Насечки 124 охватывают посаженную с натягом головку 112 цементировочной пробки, препятствуя ее извлечению из муфты 38. Посадка цементировочной пробки 108 в муфте 38 с сопряжением головки пробки с седлом муфты запирает нижний конец проходного канала 26, не позволяя продавочной рабочей жидкости выходить в стороны через башмак 40.

После посадки цементировочной пробки 108 с поверхности в проходном канале 26 поднимают давление до первого уровня, достаточного для разрыва разрушаемой диафрагмы 60 в циркуляционном клапане 32. После разрыва диафрагмы 60 рабочая жидкость может начать циркулировать, проходя вниз по проходному каналу 26 и далее в кольцевое пространство 24, как показано стрелками 126 на фиг.6. По кольцевому пространству 24 рабочая жидкость может возвращаться из ствола скважины 10 на поверхность. Циркулируя через проходной канал 26 и циркуляционный клапан 32, рабочая жидкость проходит через мандрель 30 с боковым карманом. При этом движущаяся рабочая жидкость вычищает цементный раствор из системы 20 и особенно из мандрели 30, которую позже предстоит использовать при газлифтной эксплуатации скважины.

После того как система в достаточной степени очищена от цементного раствора, сквозное отверстие 58 циркуляционного клапана 32 должно быть закрыто. Для этого у поверхности скважины 10 нужно загерметизировать кольцевое пространство 24. Затем в проходном канале 26 и кольцевом пространстве 24 над верхним уровнем 102 цемента 100 повышают давление жидкости, непрерывно нагнетая в проходной канал 26 рабочую жидкость. Нагнетание жидкости должно продолжаться, пока не будет достигнут заданный уровень давления. Повышение давления до этого заданного уровня приведет к разрушению срезного штифта 66 и смещению внешней гильзы 62 в закрытое положение, показанное на фиг.10Б. Затем проходной канал 26 насосно-компрессорной колонны может быть испытан на целостность под давлением. Как было указано выше, если не закроется внешняя гильза 62, при помощи инструмента 73 со сдвигателем можно закрыть внутреннюю гильзу 67.

На фиг.7 представлена система 20 заканчивания скважины с газлифтными клапанами 130, установленными в боковые карманы мандрели 30 в качестве вспомогательных средств добычи углеводородов из пласта-коллектора 14. Для установки в цилиндрическую камеру 82 мандрели 30 одного или нескольких газлифтных клапанов 130 используют отклонитель известного типа (на чертежах не показан). Специалистам известны также газлифтные клапаны, и в промышленных масштабах производится множество таких устройств. Поэтому в данном описании их конструкция и функционирование не рассматриваются.

Установка в мандрель 30 с боковым карманом газлифтных клапанов 130 и их последующая эксплуатация возможны потому, что благодаря принятым ранее мерам по очистке системы 20 заканчивания скважины от излишков цементного раствора или предотвращения ее забивания цементным раствором отверстия 86 в мандрели 30 должны быть по существу свободны от цементного раствора. К этим мерам, которые значительно уменьшают прохождение газа через проходной канал 26, относятся наличие пробок в цилиндрической камере 82, образующей боковой карман мандрели 30 и секционных направляющих вкладышей. Секции 90 направляющих вкладышей имеют особенности конструкции, направленные на турбулизацию потока жидкости, в том числе поперечные струйные каналы 97 и зазоры 99 между отдельными секциями 90. Кроме того, очистке мандрели 30 с боковым карманом и других элементов системы до установки газлифтных клапанов 130 способствует описанная выше циркуляция рабочей жидкости по системе 20.

После установки газлифтных клапанов 130 в мандрель 30 с боковым карманом систему 20 можно перевести на добычу из пласта 14 углеводородных флюидов. Флюиды выходят из перфорационных отверстий 106 и попадают в перфорированный эксплуатационный хвостовик 36. Далее поток флюидов поднимается по проходному каналу 26, проходя в насосно-компрессорную колонну 22. Через газлифтные клапаны 130 в жидкие углеводороды известным способом вводятся более легкие газы, помогающие поднимать углеводородов из скважины 10 на поверхность.

Предлагаемые в настоящем изобретении системы и способы позволяют крепить спущенную в скважину компоновку 20 для заканчивания с обеспечением возможности ее использования впоследствии при механизированной эксплуатации скважины. Мандрель 30 с боковым карманом, в которую позже будут установлены газлифтные клапаны 130, включают в компоновку 20 для заканчивания перед первым (и единственным) спуском этой компоновки в скважину 10. Описанные выше средства и способы очистки компоновки 20 для заканчивания от излишков цементного раствора позволяют эффективно удалять цементный раствор, что делает возможным эффективное применение клапанов 130 механизированной эксплуатации для содействия подъему добываемых флюидов из скважины 10 на поверхность.

Специалисту должно быть ясно, что изобретение будет осуществимо и в случаях внесении внесения в его рассмотренные выше варианты различного рода изменений и дополнений и что объем испрашиваемой патентной охраны определяется лишь прилагаемой формулой изобретения с учетом теории эквивалентов.

Claims (28)

1. Система заканчивания скважины для добычи углеводородов из окружающей скважину горной породы, содержащая размещаемую в кольцевом пространстве скважины компоновку для заканчивания с проходным каналом для движения текучей среды, входящее в компоновку для заканчивания клапанное устройство со сквозным отверстием, имеющим возможность перемещения между практически открытым и практически закрытым положениями для управления сообщением проходного канала с кольцевым пространством, входящую в компоновку для заканчивания мандрель с цилиндрической камерой для съемного клапана и съемный клапан, выполненный по форме и размерам для размещения в цилиндрической камере мандрели.

2. Система по п.1, также содержащая входящую в компоновку для заканчивания муфту с седлом для посадки и фиксации цементировочной пробки, а также цементировочную пробку, располагаемую в проходном канале компоновки для заканчивания для очистки ее элементов от излишков цементного раствора.

3. Система по п.1, также содержащая пакер, входящий в компоновку для заканчивания и дополнительно используемый для ее закрепления в стволе скважины.

4. Система по п.1, в которой клапанное устройство содержит корпус в основном трубчатой формы, в котором выполнено сквозное отверстие, исходно перекрытое разрушаемой диафрагмой, и внешнюю гильзу, установленную снаружи на корпусе с возможностью перемещения между первым положением, в котором сквозное отверстие в корпусе по существу открыто для прохода текучей среды, и вторым положением, в котором сквозное отверстие в корпусе по существу закрыто для прохода текучей среды.

5. Система по п.2, в которой цементировочная пробка имеет корпус с головкой и закрепленную на корпусе дисковую манжету с радиально выступающей частью для скольжения по стенке проходного канала и снятия с нее излишков цементного раствора.

6. Система по п.5, в которой цементировочная пробка имеет также закрепленный на корпусе центратор.

7. Система по п.5, в которой цементировочная пробка имеет несколько дисковых манжет.

8. Система по п.7, в которой по меньшей мере одна из дисковых манжет является передней, располагаясь вблизи головки корпуса, а одна - задней, располагаясь в задней части корпуса.

9. Система по п.2, в которой седло муфты спрофилировано под сопряжение с входящей в нее головкой цементировочной пробки.

10. Система заканчивания скважины для добычи углеводородов из окружающей скважину горной породы, содержащая размещаемую в кольцевом пространстве скважины компоновку для заканчивания с проходным каналом для движения вниз по нему цементного раствора, а вверх - углеводородов, устройство для очистки компоновки для заканчивания от излишков цементного раствора и газлифтный клапан, который после прохождения через проходной канал цементного раствора может быть включен в систему заканчивания скважины для впуска в проходной канал газа, нагнетаемого в ствол скважины, причем устройство для очистки компоновки для заканчивания от излишков цементного раствора содержит средство сообщения проходного канала с кольцевым пространством, срабатывающее при создании в проходном канале первого давления рабочей жидкости, и средство разобщения проходного канала и кольцевого пространства, срабатывающее при создании в проходном канале второго давления рабочей жидкости.

11. Система по п.10, в которой устройство для очистки компоновки для заканчивания от излишков цементного раствора включает цементировочную пробку, прогоняемую через проходной канал.

12. Система по п.10, в которой средство сообщения проходного канала с кольцевым пространством выполнено в виде разрушаемой мембраны, а средство разобщения проходного канала и кольцевого пространства выполнено в виде клапанного устройства, содержащего гильзу со сквозным отверстием, установленную с возможностью перемещения из открытого положения в закрытое положение под действием второго давления.

13. Система по п.10, также содержащая пакер, дополнительно используемый для закрепления компоновки для заканчивания в стволе скважины.

14. Система по п.10, также содержащая башмак, расположенный в зоне нижнего конца проходного канала.

15. Система по п.11, также содержащая входящую в нее муфту с седлом для посадки и фиксации цементировочной пробки в системе заканчивания скважины.

16. Способ заканчивания подземной скважины для газлифтной добычи флюидов, заключающийся в том, что
а) в скважине размещают насосно-компрессорную колонну, в которую встроена по меньшей мере одна мандрель,
б) вытесняют цементный раствор через проходной канал насосно-компрессорной колонны в кольцевое пространство, окружающее участок насосно-компрессорной колонны ниже газлифтной мандрели,
в) очищают газлифтную мандрель от излишков цементного раствора путем циркуляции рабочей жидкости через проходной канал и кольцевое пространство, причем циркуляцию рабочей жидкости вызывают путем создания в проходном канале первого давления и прекращают путем создания в проходном канале второго давления,
г) выполняют отверстия в насосно-компрессорной колонне на указанном участке и в окружающем колонну цементе для поступления пластового флюида в проходной канал и
и) через по меньшей мере одну мандрель впускают в проходной канал газ, нагнетаемый в ствол скважины.

17. Способ по п.16, в котором цементный раствор продавливают по меньшей мере через одну мандрель с боковым карманом.

18. Способ по п.16, в котором цементный раствор вытесняют путем продавливания цементировочной пробки нагнетаемой за ней рабочей жидкостью.

19. Способ по п.18, в котором рабочая жидкость за цементировочной пробкой практически удаляет из мандрели остатки цементного раствора.

20. Способ по п.16, в котором сжатый газ нагнетают в ствол скважины выше зацементированного участка насосно-компрессорной колонны.

21. Способ по п.16, в котором сжатый газ впускают в проходной канал насосно-компрессорной колонны для подъема пластовых флюидов.

22. Способ добычи углеводородов из прискважинной зоны пласта горной породы, заключающийся в том, что в скважину вводят компоновку для заканчивания, имеющую проходной канал, через проходной канал компоновки для заканчивания продавливают цементный раствор, заполняя им участок кольцевого пространства, окружающего компоновку для заканчивания, запирают нижний конец проходного канала, очищают компоновку для заканчивания от излишков цементного раствора путем циркуляции рабочей жидкости через проходной канал и кольцевое пространство, причем циркуляцию рабочей жидкости вызывают путем создания в проходном канале первого давления и прекращают путем создания в проходном канале второго давления, открывают участок компоновки для заканчивания для поступления углеводородных флюидов из горной породы в проходной канал и поднимают углеводородные флюиды из проходного канала компоновки для заканчивания при помощи оборудования механизированной добычи, обеспечивающего нагнетание газа в ствол скважины.

23. Способ по п.22, в котором нижний конец проходного канала запирают посадкой цементировочной пробки в седло, расположенное в проходном канале.

24. Способ по п.22, в котором очистка компоновки для заканчивания от излишков цементного раствора включает продавливание цементировочной пробки по проходному каналу со снятием излишков цементного раствора с элементов насосно-компрессорной колонны.

25. Способ по п.22, в котором очистку компоновки для заканчивания от излишков цементного раствора выполняют путем управляемой циркуляции рабочей жидкости через проходной канал в кольцевое пространство.

26. Способ по п.25, в котором циркуляцией рабочей жидкости через проходной канал в кольцевое пространство управляют разрывом разрушаемой мембраны, по существу открывающим сквозное отверстие клапанного устройства.

27. Способ по п.26, в котором циркуляцией рабочей жидкости через проходной канал в кольцевое пространство управляют смещением гильзы клапанного устройства, запирающим поток текучей среды через сквозное отверстие клапанного устройства.
Приоритет:

02.10.2002 по пп.1-27.

Images