Устройство для вызова пластового флюида и обработки скважины

Устройство для вызова пластового флюида и обработки скважины

Реферат

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, а именно к устройствам для возбуждения скважины путем создания депрессии и может быть использовано при вторичном вскрытии пласта и освоении скважин.

Традиционно при освоении скважин для получения каналов в продуктивном пласте применяются различные типы перфораторов: прокалывающие, щелевые, сверлящие, кумулятивные, гидропескоструйные и др. По завершению перфорационных работ перфоратор извлекают из скважины и устанавливают устройство для очистки призабойной зоны пласта, стимулирующее поток пластовой жидкости путем принудительной ее откачки. При этом используют различные откачивающие устройства, содержащие струйные, центробежные, винтовые, плунжерно-диафрагменные насосы и др. (патенты РФ №2115800, 2566349, полезная модель 2009, МПК Е21В 43/00).

При отсутствии притока пластовой жидкости от воздействия на пласт необходимо проведение работ повторной перфорации продуктивного пласта. Однако скважинные насосы обеспечивают откачку пластовой жидкости только после извлечения перфоратора из скважины. Поэтому перфорация эксплуатационной колонны, обработка призабойной зоны пласта и очистка скважины осуществляются двумя спуско-подъемными операциями перфорирующих и откачивающих устройств.

Известны устройства для освоения скважин и интенсификации нефтегазовых притоков, которые содержат связанный с колонной насосно-компрессорных труб (НКТ) полый корпус с отверстиями и посадочным седлом, вставной струйный насос, обратный клапан и пакер (патенты РФ №1049658, 1982 г., 1264638, 1986 г. и 2015317, 1994 г.).

Общим недостатком указанных устройств является то, что конструкция струйного насоса очень требовательна к вязкости жидкости, а с ростом вязкости инжектируемой жидкости происходит сокращение рабочей области безкавитационной работы насоса. Струйные насосы имеют довольно низкий КПД, что в условиях постоянного роста энергоресурсов не позволяет говорить о возможности широкого использования этого вида оборудования. Также из промысловой практики применения струйных аппаратов известно, что одним из наиболее распространенных причин отказов струйного насоса является забивка его проточных каналов механическими примесями, особенно при его использовании для очистки скважины. Это особенно актуально, учитывая небольшие диаметры проточных каналов струйных насосов, например диаметр сопла 5-6 мм, диаметр входного отверстия диффузора 8 мм. Если контролировать загрязненность активной среды (рабочей жидкости) не представляет большого труда, то контроль загрязненности пассивной среды (эжектируемой жидкости) не представляется возможным, т.к. по своей сути аппарат предназначен для очистки загрязненных скважин, т.е. вся загрязненная пассивная среда должна проходить через камеру смешения и диффузор. Поэтому геометрия каналов подвода пассивной среды имеет большое значение.

Наиболее близким к заявляемому устройству для вызова притока пластового флюида созданием депрессии является скважинный вихревой насос по патенту на изобретение РФ №2080493, МПК F04F 5/42, оп. 27.05.1997 - прототип.

Устройство по прототипу содержит устанавливаемый на колонне насосно-компрессорных труб корпус, имеющий входной канал подачи рабочего агента, вихревую камеру смешения, выполненную с закрытым дном, тангенциальное активное сопло, выполненное в верхней части вихревой камеры, центральный канал подвода перекачиваемой среды с обратным клапаном, выполненный соосно с вихревой камерой и сообщенный с ее полостью и тангенциальными выходными каналами.

Недостатком прототипа является ограниченность его применения, т.к. конструкция не позволяет пропускать через корпус вихревого насоса перфоратор, спускаемый на кабеле, а также не имеет возможности прокачивать через себя жидкости в подпакерную зону для химической обработки пласта. В результате этого для вскрытия продуктивного пласта и его химической обработки необходимо поднимать все устройство совместно с НКТ, что приводит к увеличению затрат времени и средств на проведение работ.

Задача, положенная в основу изобретения, заключается в создании надежного, экономичного устройства, позволяющего сократить затраты и сроки освоения скважин.

Технический результат заключается в повышении эффективности устройства, обеспечивающего сокращение сроков освоения скважин, и интенсификации нефтегазовых притоков, возможность обработки пластов перфораторами и различными растворами без извлечения устройства из скважины.

Технический результат достигается тем, что в устройстве для вызова пластового флюида и освоения скважины, содержащем устанавливаемый на колонне насосно-компрессорных труб корпус с входным каналом подачи рабочего агента и центральным каналом, вихревую камеру смешения с завихрителем потока в верхней части и выходными каналами, согласно изобретению центральный канал подвода выполнен сквозным, проходящим через верхнюю часть вихревой камеры, где выполнено посадочное гнездо, в котором установлен трубчатый эжектор вставного исполнения, имеющий П-образное продольное сечение, в котором выполнены радиальные каналы, сообщающие центральный канал с вихревой камерой.

На чертеже представлен пример общего вида устройства в разрезе, размещенного в скважине в компоновке с НКТ и пакером.

Устройство содержит корпус 1 с центральным сквозным каналом 2 и вихревой камерой 3 с тангенциальными активными соплами 4 и выходными каналами 5. В верхней части вихревой камеры 3 выполнено посадочной гнездо для установки трубчатого эжектора 6 съемного исполнения, имеющего П-образное продольное сечение и радиальные каналы 7 для сообщения вихревой камеры 3 с центральным каналом 2. Корпус 1 устройства соединяют с НКТ и пакером при помощи конической трубной резьбы.

Устройство работает следующим образом.

На колонне НКТ устройство спускают в скважину и размещают на заданном интервале. После разобщения затрубного пространства стандартным пакером проводят проверку герметичности пакера и колонны НКТ давлением.

При необходимости перфорационных работ и/или химической обработки пласта эти работы проводятся через открытый центральный канал 2 спускаемым на кабеле перфоратором и/или с помощью соответственного оборудования по известным технологиям обработки скважин. При этом указанные работы проводят без эжектора и извлечения устройства из скважины.

По завершению указанных работ в корпус 1 устройства через НКТ на посадочное гнездо опускают эжектор 6, верхняя полка которого перекрывает центральный канал 2 в верхней части вихревой камеры 3. Рабочая среда (жидкость, газ, газожидкостная смесь) подается по НКТ и через активные сопла 4 поступает в вихревую камеру 3, где в закрученном потоке формируются мощные протяженные концентрированные вихри с винтовой структурой. В центральной части вихревой камеры 3 создается депрессия (зона пониженного давления). Под действием разницы давлений в подпакерной зоне скважины и в вихревой камере 3 скважинная жидкость всасывается в центральный канал 2 и через радиальные каналы 7 эжектора 6 поступает в вихревую камеру 3, где происходит смешение рабочей и перекачиваемой жидкостей. Далее смешанный поток через выходные каналы 5 вихревой камеры 3 выбрасывается в межтрубное пространство и выносится на поверхность (на чертеже движение потоков указано стрелками). При этом в призабойной зоне создается депрессия, ускоряется приток пластовой жидкости в скважину, улучшается очистка поровых каналов. После достижения установившегося движения потока пластовой жидкости устройство извлекают из скважины.

Завихритель потока может быть выполнен в виде тангенциальных каналов, винтовых сопел и др., а в качестве перфоратора можно использовать различные типы перфораторов с гидроприводом.

Конструкция устройства для вызова пластового флюида и обработки скважины обеспечивает возможность обработки пласта различными растворами и его вторичного вскрытия перфораторами, спускаемыми через устройство в скважину на кабеле.

Таким образом применение в устройстве принципа вихревой откачки жидкости позволяет интенсифицировать нефтегазовый приток, а наличие сквозного центрального канала с эжектором позволяет осуществлять перфорацию и обработку скважины за одну спуско-подъемную операцию предлагаемого к защите устройства, сокращая тем самым затраты и сроки освоения скважин.

По сравнению с устройствами, имеющими вставной струйный насос, настоящее устройство имеет следующие преимущества:

- существенное уменьшение рисков устройства засора за счет простоты конструкции и большего диаметра проходных отверстий;

- увеличение КПД устройства по сравнению со струйными насосами. Величина депрессии может составлять до 70% от давления рабочей жидкости. Например, при давлении рабочей жидкости 100 атм. давление в подпакерной зоне может уменьшаться на 70 атм. (депрессия);

- возможность спуска различных типов перфораторов и других геофизических приборов при неустановленном в гнезде эжекторе.

Использование предлагаемого устройства позволит значительно сократить затраты и сроки освоения скважин и интенсификации нефтегазовых притоков. Причем при вскрытии и различных обработках продуктивных пластов не требуется проведения дополнительных спускоподъемных операций подземного скважинного оборудования. Указанные достоинства заявляемого устройства расширяют его эксплуатационные возможности.

Устройство для вызова пластового флюида и обработки скважины, содержащее устанавливаемый на колонне насосно-компрессорных труб корпус с входным каналом подачи рабочего агента и центральным каналом подвода перекачиваемой среды, вихревую камеру смешения с завихрителем потока в верхней части и выходными каналами, пакер, соединенный с корпусом и предназначенный для разобщения затрубного пространства, отличающееся тем, что центральный канал подвода перекачиваемой среды выполнен сквозным, проходящим через верхнюю часть вихревой камеры, где выполнено посадочное гнездо, в котором свободно размещена съемная трубчатая вставка, имеющая П-образное продольное сечение, в которой выполнены радиальные каналы, сообщающие центральный канал с вихревой камерой, причем центральный канал выполнен соответствующего диаметра, обеспечивающего возможность прохода через него оборудования для обработки скважины после извлечения вставки из канала.