хвостовик для обводненной добывающей скважины

Формула изобретения

1. Хвостовик для обводненной добывающей скважины, включающий пакер в виде манжет, расположенных выше продуктивного пласта и колонну труб, заглушенную снизу, с обратным клапаном, отличающийся тем, что колонна труб имеет воронку на верхнем конце, пакер выполнен в виде двух противоположно направленных самоуплотняющихся манжет, а обратный клапан выполнен в виде отверстия в нижней части хвостовика и дополнительной самоуплотняющейся манжеты, установленной раструбом вниз.

2. Хвостовик по п.1, отличающийся тем, что в верхней части хвостовика, но не ниже манжет пакера выполнено отверстие, перекрываемое золотником с поплавком, имеющим положительную плавучесть в нефти.

Описание изобретения к патенту

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к средствам сохранения коллекторских свойств пласта.

Известен хвостовик, содержащий пакер и колонну труб, которая уперта в забой и перфорирована в нижней части (см. Ибрагимов Г.З. и др. Разработка нефтяных месторождений, т.II. М., 1994, с.76).

Недостатком хвостовика является отсутствие защиты продуктивного пласта от жидкости глушения во время ремонтов.

Наиболее близка по своей технической сути к предлагаемому глубинно-насосная установка для добычи нефти по а.с. 724693. Она содержит хвостовик, представляющий собой колонну труб с пакером наверху и обратным клапаном внизу.

Клапан предотвращает попадание жидкости глушения при ремонте скважин в продуктивный пласт.

Недостатками устройства является сложность конструкции пакера и клапана.

Целью изобретения является упрощение конструкции хвостовика и упрощение работ с ним.

Эта цель достигается тем, что в известном хвостовике для обводненной добывающей скважины, включающем пакер и колонну труб с обратным клапаном, пакер выполнен в виде двух противоположно направленных самоуплотняющихся манжет, а обратный клапан может быть выполнен в виде дополнительной самоуплотняющейся манжеты, установленной раструбом вниз, при этом в нижней части хвостовика сделано отверстие. Кроме того, для скважин с большим газосодержанием в верхней части хвостовика, ниже манжет выполнено отверстие, перекрываемое золотниковым клапаном с поплавком, имеющим положительную плавучесть в нефти.

Сущность изобретения заключается в том, что вместо подвешивания хвостовика на стационарном пакере, его устанавливают на забой скважины, а верхнюю его часть герметизируют двумя противоположно направленными самоуплотняющимися манжетами. Обратный клапан может быть заменен дополнительной самоуплотняющейся манжетой, которая, как и обратный клапан, пропускает жидкость "от пласта", а "к пласту" не пропускает. При наличии большого газового фактора возможно скопление газа под пакером, поэтому на этот случай устанавливают золотниковый клапан с поплавком, который сбрасывает газ в хвостовик.

На фиг.1 изображен хвостовик по п.1 формулы изобретения. Хвостовик содержит заглушенную снизу колонну труб 1 с парой самоуплотняющихся манжет 2, обратным клапаном 3 и воронкой 10 на верхнем конце для предотвращения попадания посторонних предметов в межтрубное пространство. Манжеты 2 расположены выше продуктивного пласта 4, а над хвостовиком находится насосная установка 5.

На фиг.2 вместо клапана 3 установлена дополнительная манжета 6, а в колонне труб выполнено отверстие 7.

На фиг. З в верхней части хвостовика сделано отверстие 8 с золотниковым клапаном 9, имеющим положительную плавучесть в нефти.

Работает хвостовик следующим образом.

При очередном ремонте хвостовик спускают в обводненную добывающую скважину таким образом, чтобы манжеты 2 находились над продуктивным пластом, а обратный клапан 3 - ниже продуктивного пласта. При работе насоса 5 жидкость из пласта через клапан 3 попадает сначала в полость хвостовика, а затем дальше в полость скважины и насос.

Так как плотность нефти меньше, чем у воды, под манжетами скапливается нефть, и она заполняет все пространство от манжеты, установленной раструбом вниз, до обратного клапана 3. А ниже клапана находится вода из пласта. В результате против пласта всегда находится нефть, а не вода, как при обычной эксплуатации скважины.

Во время ремонтов обратный клапан 3 и верхняя манжета не пропускают жидкость глушения к пласту и предотвращают ухудшение проницаемости его призабойной зоны от задавливания в нее жидкости глушения. А воронка 10 препятствует попаданию во время ремонтов случайно упавших в скважину предметов в зазор между хвостовиком и обсадной колонной, что может приводить к заклиниванию последнего.

При использовании в качестве обратного клапана манжеты 6 (фиг.2) хвостовик работает так же.

При большом газовом факторе и забойном давлении ниже давления насыщения используют третий вариант.

В этом случае под манжетами 2 скапливается не только нефть, но и газ, и когда его уровень снижается ниже поплавкового золотника 9, последний опускается и газ через отверстие 9 уходит в полость скважины. Если же газ не выпускать, то при ремонтах он может быть задавлен в пласт, что ухудшит его проницаемость.

Таким образом, предложенный хвостовик как во время эксплуатации, так и ремонта скважины предотвращает попадание воды и жидкости глушения в пласт, чем сохраняет проницаемость его призабойной зоны.

Кроме того, постоянный контакт вскрытой поверхности пласта с нефтью приводит при колебаниях давления к постепенному проникновению нефти в обводненные участки пласта и их гидрофобизации, благодаря чему может происходить и снижение обводненности продукции.

При необходимости с помощью труболовки хвостовик может быть легко извлечен из скважины.