RU2397375C1 - Скважинная струйная установка кэу-12 для каротажа и освоения горизонтальных скважин - Google Patents

Abstract

Изобретение относится к области струйной насосной техники для скважин. Установка содержит смонтированные на гибкой гладкой трубе 1 каротажный прибор 2, герметизирующий элемент 3 и струйный насос 4. В корпусе 5 насоса 4 установлены сопло 6 и камера 7 смешения с диффузором 8. Выход диффузора 8 подключен к полости трубы 1, вход сопла 6 - к затрубному пространству трубы 1. На входах канала 9 подвода откачиваемой среды и в сопло 6 установлены обратные клапаны 10, 24. Труба 1 имеет возможность перемещения в колонне насосно-компрессорных труб 11, выполненной с пакером 12. Диаметр Д₁ проходного канала пакера 12 не менее чем на 12 мм меньше внутреннего диаметра Д₂ труб 12. В трубе 1 над прибором 2 выполнены отверстия 14. На трубе 1 между насосом 4 и элементом 3 установлен шаровой кран 23 для перекрытия трубы 1. Элемент 3 выполнен в виде цилиндрического корпуса 15, заполненного набором эластичных прокладок 16 с размещенными между ними упорными шайбами 17 и с упорным нажимным элементом 18 сверху. Снизу корпуса 15 закреплена втулка 19 с фланцем 20 и подвижным кольцом 21, между которым и корпусом 15 установлена манжета 22. Диаметр фланца 20 меньше диаметра Д₁ проходного канала пакера 12. Кольцо 21 имеет диаметр Д₃ больше диаметра Д₁. Нижняя поверхность кольца 21 покрыта эластичным материалом. В результате достигается повышение надежности работы. 1 ил.

Description

Изобретение относится к области насосной техники, преимущественно к скважинным насосным установкам для каротажа и освоения горизонтальных скважин.

Известна скважинная струйная установка, содержащая смонтированные на колонне труб снизу-вверх пакер с выполненным в нем центральным каналом и струйный насос, в корпусе которого установлены активное сопло и камера смешения с диффузором, а также выполнены канал подвода рабочей среды и канал подвода откачиваемой из скважины среды, при этом в корпусе струйного насоса выполнен проходной канал с возможностью установки в нем сменных функциональных вставок и герметизирующего узла (см. патент RU №2176336, кл. F04F 5/02, 27.11.2001).

Данная скважинная струйная установка позволяет проводить в скважине ниже уровня установки струйного насоса обработку пласта, в том числе с созданием перепада давлений над и под герметизирующим узлом. Однако возможности скважинной струйной установки используются не в полной мере, что связано с большими затратами времени на замену вставок, которое часто больше расчетного времени реакции кислотного раствора с минералами продуктивного пласта.

Наиболее близкой к изобретению по технической сущности и достигаемому результату является скважинная струйная установка для каротажа горизонтальных скважин, содержащая смонтированные на гибкой гладкой трубе снизу-вверх пакер с выполненным в нем центральным каналом и струйный насос, в корпусе которого установлены сопло и камера смешения с диффузором, при этом выход диффузора подключен к внутренней полости гибкой гладкой трубы через выполненный в корпусе струйного насоса канал отвода смеси сред, сопло струйного насоса со стороны входа в него подключено к затрубному пространству гибкой гладкой трубы, а выполненный в корпусе струйного насоса канал подвода откачиваемой из скважины среды подключен к внутренней полости гибкой гладкой трубы через выполненные в корпусе струйного насоса верхнее и нижнее окна, причем в канале подвода откачиваемой среды установлен обратный клапан, размещенный в последнем со стороны входа в него через нижнее окно, на нижнем конце гибкой гладкой трубы установлен комплексный каротажный прибор, на гибкой гладкой трубе ниже пакера подвижно установлен выполненный в виде профилированного кольца герметизирующий элемент, а в стенке гибкой гладкой трубы над комплексным каротажным прибором выполнены отверстия, посредством которых внутренняя полость гибкой гладкой трубы сообщена с затрубным пространством скважины ниже пакера (см. патент RU №2324079, кл. F04F 5/54, 10.05.2008).

Данная скважинная струйная установка позволяет проводить исследования горизонтальных скважин и обработку в них продуктивного пласта. Однако установка переключателя потока рабочей среды сужает возможности установки по проведению исследования продуктивности пласта в ходе его обработки. Кроме того, отсутствие возможности перекрытия гибкой гладкой трубы при извлечении установки на поверхность приводит к усложнению процесса извлечения скважинной установки из скважины.

Задачей, на решение которой направлено настоящее изобретение, является повышение качества работ по увеличению дебитов скважин за счет расширения функциональных возможностей установки, в частности проведение работ по обработке продуктивного пласта без переустановки колонны насосно-компрессорных труб и упрощение процесса эксплуатации скважинной струйной установки.

Техническим результатом, достигаемым при реализации изобретения, является повышение надежности работы и производительности скважинной струйной установки при проведении каротажа и освоения скважины.

Указанная задача решается, а технический результат достигается за счет того, что скважинная струйная установка содержит смонтированные на гибкой гладкой трубе, снизу-вверх: комплексный каротажный прибор, охватывающий гибкую трубу и подвижно установленный герметизирующий элемент, и струйный насос, в корпусе которого установлены сопло и камера смешения с диффузором, при этом выход диффузора подключен к внутренней полости гибкой гладкой трубы, сопло струйного насоса со стороны входа в него подключено к затрубному пространству гибкой гладкой трубы, а в выполненном в корпусе струйного насоса канале подвода откачиваемой из скважины среды со стороны входа в него и на входе в сопло установлены обратные клапаны, при этом гибкая гладкая труба расположена с возможностью осевого перемещения в колонне насосно-компрессорных труб, выполненной с пакером для герметизации пространства между колонной насосно-компрессорных труб и обсадной колонной, причем пакер выполнен с проходным каналом, диаметр которого Д₁ не менее чем на 12 мм меньше внутреннего диаметра Д₂ НКТ, в стенке гибкой гладкой трубы над комплексным каротажным прибором выполнены отверстия, посредством которых внутренняя полость гибкой гладкой трубы сообщена с подпакерным пространством скважины, на гибкой гладкой трубе на ее участке между струйным насосом и герметизирующим элементом установлен шаровой кран для перекрытия внутренней полости гибкой гладкой трубы при извлечении скважинной струйной установки на поверхность, герметизирующий элемент выполнен в виде расположенного в его верхней части цилиндрического корпуса, заполненного охватывающим гибкую гладкую трубу набором эластичных прокладок с размещенными между ними упорными шайбами и расположенным сверху упорным нажимным элементом, а в нижней части цилиндрического корпуса закреплена опорная втулка с упорным фланцем на ее нижнем конце и установленным над ним на втулке подвижным упорным кольцом, между которым и нижней частью цилиндрического корпуса установлена эластичная герметизирующая манжета, диаметр упорного фланца меньше диаметра Д₁ проходного канала пакера, упорное кольцо имеет диаметр Д₃ больше диаметра Д₁ проходного канала пакера, а нижняя поверхность упорного кольца покрыта эластичным материалом.

Анализ работы скважинной струйной установки показал, что надежность и эффективность работы установки можно повысить путем оптимизации конструкции установки и за счет этого достичь более полной очистки прискважинной зоны пласта в скважинах, сократить время проведения этих работ и расширить функциональные возможности установки при испытании и освоении скважин без переустановки оборудования.

Было выявлено, что гидродинамическое воздействие на прискважинную зону скважины позволяет наиболее эффективно использовать скважинную струйную установку при освоении и ремонте нефтегазовых скважин в ходе проведения работ по интенсификации притока нефти из продуктивного пласта. При этом установка позволяет проводить очистку продуктивного пласта от кольматирующих частиц и продуктов реакции обработки пласта химическими реагентами, проводить контрольные замеры как перед проведением, так и в процессе проведения обработки, что в свою очередь позволяет оценить техническое состояние и продуктивность скважины, а также свойства откачиваемой из скважины среды. По результатам изучения притока предоставляется возможность оценить качество обработки прискважинной зоны продуктивного пласта. Выполнение установки со смонтированными на гибкой гладкой трубе комплексным каротажным прибором, охватывающим гибкую трубу и подвижно установленным герметизирующим элементом, и струйным насосом, в корпусе которого установлены сопло и камера смешения с диффузором, а также расположение гибкой гладкой трубы с возможностью осевого перемещения в колонне насосно-компрессорных труб, выполненной с пакером для герметизации пространства между колонной насосно-компрессорных труб и обсадной колонной, позволяет проводить каротаж горизонтальной части скважины в режиме депрессии и удалять продукты реакции из пласта.

Установка в колонне насосно-компрессорных труб опорного кольца с проходным отверстием для установки герметизирующего элемента и выполнение последнего в виде расположенного в верхней части цилиндрического корпуса, заполненного охватывающим гибкую гладкую трубу набором эластичных прокладок, с размещенными между ними упорными шайбами и расположенным сверху упорным нажимным элементом, а также закрепление в нижней части корпуса опорной втулки с упорным фланцем в ее нижнем конце и установленным над ним на втулке подвижным упорным кольцом, между которым и верхней частью цилиндрического корпуса установлена эластичная герметизирующая манжета, дает возможность быстро устанавливать в колонне насосно-компрессоных труб струйный насос и автоматически герметично разобщать пространство скважины ниже и выше струйного насоса при взаимодействии упорного кольца с торцевой стенкой проходного канала пакера. На обеспечение возможности указанного взаимодействия направлено выполнение установки с указанными выше соотношениями размеров, причем важно не только обеспечить указанное взаимодействие, но и обеспечить надежную работу с предотвращением заклинивания устройства, что обеспечивается соответствующей оптимизацией соотношений размеров указанных выше элементов конструкции установки.

Установка в колонне насосно-компрессорных труб струйного насоса дает возможность создавать с его помощью ряд различных по величине депрессий в подпакерной зоне скважины с заданной величиной перепада давления, а с помощью комплексного каротажного прибора проводить регистрации давления, температуры и других физических параметров скважины и откачиваемой из скважины среды, проводить исследование и испытание скважины, также проводить регистрацию кривой восстановления пластового давления в подпакерном пространстве скважины без использования специально для этого предназначенной функциональной вставки. Одновременно предоставляется возможность контролировать величину депрессии путем управления скоростью прокачки активной рабочей среды. При проведении испытания пластов можно регулировать режим откачки посредством изменения давления активной рабочей среды, подаваемой в сопло струйного насоса. В то же время выполнение канала подвода откачиваемой из скважины среды и сопла с обратными клапанами позволяет исключить возможность самопроизвольного перетока рабочей среды в подпакерную зону как при работающем, так и при неработающем струйном насосе.

Установка каротажного прибора на гибкой гладкой трубе с возможностью осевого перемещения последней в скважине без использования пакера (вместо пакера использован герметизирующий элемент, надетый на гибкую гладкую трубу) позволяет ускорить и упростить процесс перемещения комплексного каротажного прибора в скважине, а следовательно, упростить процесс испытания и подготовки скважины к работе. Кроме того, размещение комплексного каротажного прибора на гибкой гладкой трубе дает возможность за счет ее упругих свойств располагать каротажный прибор в зоне продуктивных пластов в горизонтальных участках скважин, что позволяет получить более оперативно достоверную информацию о состоянии продуктивных пластов, притоке пластового флюида и о его свойствах, а установка на гибкой гладкой трубе на участке между струйным насосом и герметизирующим элементом шарового крана позволяет перекрывать внутреннюю полость гибкой гладкой трубы при извлечении скважинной струйной установки на поверхность, что облегчает процесс извлечения скважинной струйной установки на поверхность.

В результате достигается интенсификация работ по исследованию и освоению скважин, что позволяет проводить качественное исследование и испытание скважин после бурения и при капитальном ремонте, а также подготовку скважины к эксплуатации с проведением всестороннего исследования и испытания в различных режимах и за счет этого повышение надежности работы установки.

На чертеже представлен продольный разрез скважинной струйной установки для каротажа горизонтальных скважин.

Скважинная струйная установка содержит смонтированные на гибкой гладкой трубе 1 снизу-вверх комплексный каротажный прибор 2, охватывающий гибкую трубу 1, подвижно установленный герметизирующий элемент 3, и струйный насос 4, в корпусе 5 которого установлены сопло 6 и камера смешения 7 с диффузором 8. Выход диффузора 8 подключен к внутренней полости гибкой гладкой трубы 1, а сопло 6 струйного насоса 4 со стороны входа в него подключено к затрубному пространству гибкой гладкой трубы 1. В выполненном в корпусе 5 струйного насоса 4 канале 9 подвода откачиваемой из скважины среды установлен обратный клапан 10, размещенный в последнем со стороны входа в него. Гибкая труба 1 расположена с возможностью осевого перемещения в колонне насосно-компрессорных труб 11, выполненной с пакером 12 для герметизации пространства между колонной насосно-компрессорных труб 11 и обсадной колонной 13. Диаметр Д₁ проходного канала пакера 12 не менее чем на 12 мм меньше диаметра Д₂, внутренней полости НКТ 11. В стенке гибкой гладкой трубы 1 над комплексным каротажным прибором 2 выполнены отверстия 14, посредством которых внутренняя полость гибкой гладкой трубы 1 сообщена с подпакерным пространством скважины.

Герметизирующий элемент 3 выполнен в виде расположенного в его верхней части цилиндрического корпуса 15, заполненного охватывающими гибкую гладкую трубу 1 набором эластичных прокладок 16 с размещенными между ними упорными шайбами 17 и расположенным сверху упорным нажимным элементом 18, а в нижней части цилиндрического корпуса 15 закреплена опорная втулка 19 с упорным фланцем 20 в ее нижнем конце и установленным над ним на втулке 19 подвижным упорным кольцом 21, между которым и нижней частью цилиндрического корпуса 15 установлена эластичная герметизирующая манжета 22. Диаметр упорного фланца 20 меньше диаметра Д₁ проходного канала пакера 12, упорное кольцо 21 имеет диаметр Д₃ больше диаметра Д₁ проходного канала пакера 12, а нижняя поверхность упорного кольца 21 покрыта эластичным материалом, а на участке гибкой гладкой трубы 1 между струйным насосом 4 и герметизирующим элементом 3 установлен шаровой кран 23 для перекрытия внутренней полости гибкой гладкой трубы 1 при извлечении скважинной струйной установки на поверхность. На входе в сопло 6 струйного насоса 4 установлен обратный клапан 24.

На колонне насосно-компрессорных труб 11 в вертикальную часть скважины спускают пакер 12. Проводят распакеровку пакера 12, а затем проводят закачку по колонне насосно-компрессорных труб 11 кислотного раствора и/или жидкости гидроразрыва в продуктивный пласт 25 скважины. Далее спускают на гибкой гладкой трубе 1 в горизонтальную скважину комплексный каротажный прибор 2, герметизирующий элемент 3 и струйный насос 4. Располагают герметизирующий элемент 3 на верхней торцевой стенке проходного канала пакера 12, а комплексный каротажный прибор 2 в зоне продуктивного пласта горизонтальной части скважины, регистрируя при этом геофизические параметры скважины вдоль ее ствола, в частности давление и температуру в подпакерной зоне, в том числе в зоне продуктивного пласта. Затем подают по затрубному пространству гибкой гладкой трубы 1 под давлением рабочую среду в сопло 6 струйного насоса 4 и проводят дренирование скважины и удаляют из продуктивного пласта продукты реакции и/или жидкости гидроразрыва с периодическим замером с помощью комплексного каротажного прибора 2 дебитов скважины при разных депрессиях на продуктивный пласт и непрерывной регистрацией забойного давления, а также состава откачиваемой из пласта скважины жидкой среды. Причем под давлением рабочей среды в НКТ 11 упорный нажимной элемент 18 давит на эластичные прокладки 16, разжимая последние и таким образом герметизируя кольцевой зазор с гибкой гладкой трубой 1. Одновременно под давлением среды в НКТ 11 цилиндрический корпус 15 смещается вниз и разжимает герметизирующую манжету 22, герметизируя кольцевой зазор относительно колонны насосно-компрессорных труб 11. Далее, не прекращая дренирования скважины, поднимают комплексный каротажный прибор 2 до вертикального участка горизонтальной скважины и регистрируют при этом геофизические параметры в подпакерной зоне, в том числе в зоне продуктивного пласта.

Потом прекращают работу струйного насоса 4 и посредством обратного клапана 10 разобщают внутреннюю полость гибкой гладкой трубы 1 над струйным насосом 4 вместе с затрубным пространством над герметизирующим элементом 3 и внутреннюю полость гибкой гладкой трубы 1 под струйным насосом 4 вместе с подпакерным пространством, сохраняя под пакером 12 пониженное забойное давление, при котором с помощью комплексного каротажного прибора 2 проводят регистрацию кривой восстановления пластового давления. Затем по гибкой гладкой трубе 1 подают сжатый газ и, таким образом, вытесняют из нее и затрубного пространства гибкой гладкой трубы 1 жидкую среду, после чего перекрывают шаровой кран 23, извлекают из скважины на поверхность гибкую гладкую трубу 1 со струйным насосом 4, герметизирующим элементом 3 и комплексным каротажным прибором 2 и принимают решение о продолжении исследования скважины или переводе ее в эксплуатационный режим.

Настоящее изобретение может быть использовано в нефтегазодобывающей промышленности при освоении горизонтальных скважин после бурения или при их подземном ремонте с целью интенсификации дебитов углеводородов, а также для увеличения приемистости нагнетательных скважин.

Claims (1)

1. Скважинная струйная установка, содержащая смонтированные на гибкой гладкой трубе снизу-вверх: комплексный каротажный прибор, охватывающий гибкую трубу и подвижно установленный герметизирующий элемент, и струйный насос, в корпусе которого установлены сопло и камера смешения с диффузором, при этом выход диффузора подключен к внутренней полости гибкой гладкой трубы, сопло струйного насоса со стороны входа в него подключено к затрубному пространству гибкой гладкой трубы, а в выполненном в корпусе струйного насоса канале подвода откачиваемой из скважины среды со стороны входа в него и на входе в сопло установлены обратные клапаны, при этом гибкая гладкая труба расположена с возможностью осевого перемещения в колонне насосно-компрессорных труб, выполненной с пакером для герметизации пространства между колонной насосно-компрессорных труб и обсадной колонной, причем пакер выполнен с проходным каналом, диаметр которого Д₁ не менее чем на 12 мм меньше внутреннего диаметра Д₂ НКТ, в стенке гибкой гладкой трубы над комплексным каротажным прибором выполнены отверстия, посредством которых внутренняя полость гибкой гладкой трубы сообщена с подпакерным пространством скважины, на гибкой гладкой трубе на ее участке между струйным насосом и герметизирующим элементом установлен шаровой кран для перекрытия внутренней полости гибкой гладкой трубы при извлечении скважинной струйной установки на поверхность, герметизирующий элемент выполнен в виде расположенного в его верхней части цилиндрического корпуса, заполненного охватывающим гибкую гладкую трубу набором эластичных прокладок с размещенными между ними упорными шайбами и расположенным сверху упорным нажимным элементом, а в нижней части цилиндрического корпуса закреплена опорная втулка с упорным фланцем на ее нижнем конце и установленным над ним на втулке подвижным упорным кольцом, между которым и нижней частью цилиндрического корпуса установлена эластичная - герметизирующая манжета, диаметр упорного фланца меньше диаметра Д₁ проходного канала пакера, упорное кольцо имеет диаметр Д₃ больше диаметра Д₁ проходного канала пакера, а нижняя поверхность упорного кольца покрыта эластичным материалом.