наддолотное устройство для кольматации проницаемых пластов

Формула изобретения

НАДДОЛОТНОЕ УСТРОЙСТВО ДЛЯ КОЛЬМАТАЦИИ ПРОНИЦАЕМЫХ ПЛАСТОВ, включающее полый корпус с радиально расположенными соплами и лопастным завихрителем, отличающееся тем, что лопасти завихрителя выполнены на внешней стороне корпуса параллельно продольной оси устройства, причем в корпусе и лопастях завихрителя выполнены каналы для инжектируемого потока, каждое сопло выполнено в виде двух соосно установленных гидромониторных насадок, одна из которых выполнена на лопасти завихрителя, другая - в корпусе, при этом полость между ними посредством канала для инжектируемого потока соединена с внешним пространством, причем нижняя часть лопастей завихрителя с набегающей стороны ниже входа в канал для инжектируемого потока и выше нижней кромки лопасти выполнена в виде желоба-ловушки с двусторонней винтовой поверхностью и имеет длину не менее величины, определяемой из выражения

l = V_oT,

где T = ;

= r_c-;

K_к - требуемая концентрация твердой фазы в потоке бурового раствора, истекающем из кольматирующей насадки, доли единицы;

q_р - расход бурового раствора через рабочую насадку, м³/с;

q_и - расход бурового раствора через канал для инжектируемого потока, м³/с;

K_р - концентрация твердой фазы в буровом растворе, поступающем в рабочую насадку, доли единицы;

V₀ - скорость восходящего потока бурового раствора в затрубном пространстве, м/с;

T - требуемое время движения бурового раствора в затрубном пространстве до полной сепарации частиц твердой фазы с заданным минимальным диаметром d_м, с;

r_с - радиус скважины, м;

r_и - радиус корпуса кольматирующего устройства, м;

- толщина внешнего пристенного слоя в затрубном пространстве скважины с повышенным содержанием твердой фазы, м;

- динамическая вязкость бурового раствора, Па с;

_т - плотность твердой фазы, кг/м³;

- угловая скорость вращения лопастей устройства (бурового инструмента), 1/с;

K₀ - концентрация твердой фазы в буровом растворе, поступающем из-под долота в затрубное пространство, доли единицы.

Описание изобретения к патенту

Изобретение относится к нефтегазовой промышленности, а именно к устройствам, применяемым для создания в околоствольной зоне проницаемого пласта малопроницаемого защитного кольматационного слоя при вскрытии пласта бурением.

Известно устройство для кольматации стенок скважины. Устройство устанавливается над долотом, состоит из корпуса и гидромониторной насадки, закрепленной в нем. Недостатком данного устройства является низкая эффективность кольматации в высокопроницаемых трещинно-кавернозных породах, вскрываемых на буровых растворах с низким содержанием твердой фазы. [1].

Наиболее близким по технической сущности к предлагаемому является устройство для кольматации стенок скважины, устанавливаемой над буровым долотом с соплом. Устройство включает полый корпус с радиально расположенным соплом, снабжено установленным на входе в корпус завихрителем с радиально расположенными лопастями, расположенным в нижней части корпуса патрубком, внутри которого расположено кольматирующее сопло. Недостатком данного устройства является несовершенство его конструкции, что не позволяет при работе создать прочный кольматационный слой в высокопроницаемых трещинно-кавернозных породах, требующих для создания прочного кольматационного слоя крупного кольматанта и высокого содержания кольматанта в растворе [2].

Цель изобретения - повышение эффективности принудительной кольматации околоствольной зоны пласта в высокопроницаемых трещинно-кавернозных породах.

Достигается это тем, что устройство для кольматации стенок скважины, устанавливаемого над буровым долотом с соплом, состоит из корпуса, радиально расположенных сопел и лопастного завихрителя, лопасти завихрителя выполнены на внешней стороне корпуса, параллельно основной оси устройства, а сопло состоит из двух соосно установленных в радиальных каналах устройства гидромониторных насадок, одна из которых расположена на лопасти, другая - в корпусе, и полость между ними посредством канала для инжектируемого потока, выполненного в корпусе и лопасти, соединена с внешней зоной затрубного пространства скважины, причем нижняя часть лопастей завихрителя с набегающей стороны ниже входа в отверстие для инжектируемого потока выполнена в виде желоба- ловушки с двухсторонней винтовой поверхностью, которая начинается от нижней кромки набегающей стороны лопасти и заканчивается у входа в канал для инжектируемого потока, а длина лопастей ниже входа в отверстие для инжектируемого потока должна быть не менее

l = ; (1) где T = ; (2)

К_к - требуемая концентрация твердой фазы в потоке бурового раствора, истекающем из кольматирующей насадки в долях единицы;

q_p - расход бурового раствора через рабочее сопло, м³/с;

q_и - расход бурового раствора через канал для инжектируемой жидкости, м³/с;

К_р - концентрация твердой фазы в буровом растворе, поступающем в рабочее сопло, в долях единицы;

V_o - скорость движения бурового раствора в затрубном пространстве, м/с;

Т - требуемое время движения бурового раствора в затрубном пространстве до полной сепарации частиц твердой фазы с заданным минимальным диаметром d_м, с;

r_c - радиус скважины, м;

r_и - радиус корпуса кольматирующего устройства, м;

- толщина внешнего пристенного слоя с повышенным содержанием твердой фазы, м; = r_c-;

- динамическая вязкость бурового раствора, Па с;

_т - плотность твердой фазы, кг/м³;

- угловая скорость вращения лопастей завихрителя (бурового инструмента), 1/с;

К_о - концентрация твердой фазы в буровом растворе, поступающем из-под долота в затрубное пространство, в полях единицы.

Сопоставительный анализ с прототипом показывает, что заявляемое устройство для кольматации проницаемых пластов отличается от прототипа тем, что лопасти завихрителя выполнены на внешней стороне корпуса, параллельно основной оси устройства, а сопло состоит из двух соосно установленных в радиальных каналах устройства гидромониторных насадок, одна из которых расположена в лопасти, другая - в корпусе и полость между ними посредством канала для инжектируемого потока, выполненного в корпусе и лопасти, соединена с внешней зоной затрубного пространства скважины, причем нижняя часть лопастей завихрителя с набегающей стороны ниже входа в отверстие для инжектируемого потока выполнена в виде желоба-ловушки с двухсторонней винтовой поверхностью, которая начинается от нижней кромки набегающей стороны лопасти и заканчивается у входа в канал для инжектируемого потока, а длина лопастей ниже входа в канал для инжектируемого потока должна быть не менее длины, определяемой из выражения (1).

Таким образом заявляемое устройство соответствует критерию изобретения "новизна".

На фиг. 1 изображено устройство для кольматации проницаемых пластов, общий вид; на фиг. 2 - сечение по А-А и В-В на фиг.1; на фиг. 3 - сечение по С-С на фиг.1.

Устройство для кольматации проницаемых пластов состоит из корпуса 1, кольматирующего узла с рабочей насадкой 2, кольматирующей насадкой 3, втулкой 4 и гайкой 5, лопастей 6 с радиальным отверстием под кольматирующую насадку 3, каналом для инжектируемого потока 7 и желобом-ловушкой 8 для твердой фазы, который состоит из двух винтовых поверхностей 9 и 10, начинающихся у нижней кромки набегающей стороны лопасти 6 и заканчивающихся у входа в канал 7 для инжектируемой жидкости. Канал 7 для инжектируемой жидкости лопасти 6 переходит в канал 11 для инжектируемой жидкости корпуса и камеру низкого давления 12. Камера 12 образована внутренней поверхностью цилиндрической втулки 4, которая расположена между выходным отверстием рабочей насадки 2 и входным отверстием кольматирующей насадки 3 и имеет отверстие 13, диаметром не больше выходного отверстия кольматирующей насадки 3, посредством которого гидравлически связана с каналом 11 для инжектируемого потока.

Устройство устанавливают в компоновку бурильного инструмента над долотом с соплами (на фиг. 1-3 не показано).

Устройство работает следующим. Корпус 1 соединяют с валом турбобура или колонной бурильных труб и приводят ими во вращение. Подаваемый буровыми насосами рабочий агент (буровой раствор), попадая в осевое отверстие устройства, разделяется на два потока, один из которых направляется в рабочие насадки 2, а второй - в гидромониторные сопла долота. Обогатившись твердой фазой за счет выбуренной породы последний направляется вверх по затрубному пространству. За счет жестко соединенных с корпусом 1 лопастей 6 буровой раствор в затрубном пространстве приобретает вихревое движение. Лопасти 6 сообщают буровому раствору центробежное ускорение, которое тем больше, чем скорость вращения инструмента. За счет центробежных сил происходит разделение (сепарация) частиц твердой фазы (кольматанта) в буровом растворе по радиусу потока. Причем, во внутренней части затрубного пространства (у наружной стенки устройства) будет двигаться мелкий кольматант, а к периферийной части потока крупность частиц будет возрастать. Кольматант крупных фракций будет двигаться вверх по периферийной зоне затрубного пространства около стенки скважины. Так как набегающая сторона лопасти ниже входа в канал для инжектируемого потока 7 выполнена в виде желоба-ловушки 8 с винтовыми поверхностями 9, 10, начинающимися у нижней кромки набегающей стороны лопасти 6, то по мере сепарации, сепарированный кольматант будет попадать в желоб-ловушку и по его винтообразным поверхностям подается в канал для инжектируемого потока.

За счет перепада давления во внутренней полости устройства для кольматации, поток, проходящий через рабочую гидромониторную насадку 2, вырывается из ее сопла с большой скоростью и через камеру низкого давления 12 и кольматирующую гидромониторную насадку 3 устремляется в затрубное пространство, соприкасается со стенкой скважины и за счет гидродинамического давления уплотняет существующую на стенке скважины глинистую корку, забивает каналы фильтрации частицами твердой фазы, которые находятся в нем - создает на стенке скважины и в прискваженной зоне проницаемого пласта малопроницаемый кольматационный слой.

За счет высокой скорости движения потока бурового раствора из насадки 2 в насадку 3 раствор, заполнявший камеру низкого давления 12, устремляется в насадку 3. Давление в камере низкого давления 12 снижается по сравнению с давлением бурового раствора в затрубном пространстве. Поэтому буровой раствор с повышенным содержанием твердой фазы из желоба-ловушки 8 через канал для инжектируемого потока 7, 11 начнет двигаться в камеру низкого давления 12 и, смешиваясь с рабочим потоком, поступать в кольматирующую насадку 3, увеличивая содержание крупного кольматанта в кольматирующем потоке, истекающем из насадки 3.

Высота лопастей 6 в нижней части до входа в канал для инжектируемого потока должна быть такой, чтобы обеспечить в кольматирующем потоке бурового раствора, истекающем из насадки 3, концентрацию твердой фазы не менее значения, равного К_к.

Высоту нижней части лопастей найдем из следующих соображений.

Пусть расход жидкости, поступающей через долото в затрубное пространство, составляет q_o. Тогда скорость потока в любой точке затрубного пространства в среднем будет одинакова и равна V_o.

V_o = , (1) где r_c - радиус скважины, м;

r_и - наружный радиус бурового инструмента, м.

Вообразим на входе в затрубное пространство бесконечно тонкий поперечный слой радиуса r_c - r_u. Концентрация твердой фазы в этом слое будет равна:

K_o= 0,01m_i, (2) где m_i - концентрация твердой фазы в буровом растворе с диаметром частиц d_i (i = 1,2,3...K).

Концентрация частиц твердой фазы диаметром di в буровом растворе, поступающем от долота в затрубное пространство, задана соотношением:

d₁ - m₁, %

d₂ - m₂, %

d₃ - m₃, %

...........

d_к - m_к,%

При полной сепарации твердая фаза в радиальном сочетании затрубного пространства будет занимать площадь, равную:

S_т = К_о (r_с²-r_и²) (3)

Если эта твердая фаза равномерно распределится в радиальном сечении в пристенном слое во внешней зоне затрубного пространства (у стенки скважины) в виде кольца шириной , то площадь, занимаемую твердой фазой, можно будет выразить соотношением:

S_т = (r_c²-r_n²), (4) где r_n - радиус пространства, занимаемого в затрубном пространстве чистой жидкостью (жидкостью без твердой фазы), м.

Приравнивая выражения (3) и (4), полу-чим:

r_п= . (5) Тогда ширина кольца, занимаемого по периферии затрубного пространства полностью сепарированной твердой фазой, будет равна:

= r_c-r_п= r_c- . (6) Рассчитываем высоту лопастей устройства ниже входного отверстия в канал для инжектируемой жидкости, которая обеспечит при прохождении потока через затрубное пространство полную сепарацию частиц твердой фазы с диаметром, большим диаметра некоторой минимальной частицы d_m = min {d_i}, где i = 1,2,3...j. Искомую высоту можно рассчитать из предположения, что любая твердая частица наименьшего диаметра d_м попадает за время движения по вертикали вверх на периферию затрубного пространства в слой .

Пусть ось Z совпадает с основной осью устройства. На твердую частицу, движущуюся вверх в потоке в затрубном пространстве, в радиальном сечении будут действовать сила вязкостного трения F_тр и центробежная сила F_ц .

Очевидно, что F_тр= , (7) где - коэффициент вязкостного трения;

- скорость движения частицы в радиальной плоскости.

Коэффициент вязкостного трения можно получить из формулы Стокса:

F_тр= 3d , (8)

Из выражения (7) и (8) видно, что

=3 d_м, (9) где - динамическая вязкость жидкости, Пас.

Центробежную силу можно выразить следующим образом:

F_ц= m²r = d²_мт²r, (10) где m - масса твердой частицы, кг;

_т - плотность твердой фазы, кг/м³;

- угловая скорость вращения лопастей, 1/с;

r - радиальная координата расположения частицы твердой фазы, м.

Обозначив через для координаты r получим уравнение:

d³_мт²r = 3d. (11)

Разделив переменные, получим

= dt . (12)

Интегрируя выражение (12), получим:

lnr = t (13) или

ln(r_c-)-lnr_и = T, (14) где Т - время движения частицы минимального диаметра d_м в радиальной плоскости до попадания в слой .

Решая выражение (14) относительно Т, получим:

T = . (15) Отсюда следует, что для получения полной сепарации твердой фазы с размером частиц не менее d_м длина лопастей завихрителя ниже входа в отверстие для инжектируемого потока должна быть равной

ln = T. (16)

Предполагая, что средняя концентрация твердой фазы в тонком кольцевом слое толщиной пропорциональна фактической высоте лопастей, найдем фактическую концентрацию твердой фазы в этом кольце после входа потока в зону затрубного пространства, где расположены лопасти устройства:

K₁= . (17)

Следует отметить, что через рабочее сопло 2 будет поступать буровой раствор с концентрацией твердой фазы К_р и расходом q_p. Через канал для инжектируемого потока будет поступать буровой раствор с расходом q_и и концентрацией твердой фазы К₁. Тогда исходя из закона сохранения массы, через кольматирующее сопло 3 расход бурового раствора составит:

q_к = q_р + q_и. (18)

Определим концентрацию твердой фазы в кольматирующем потоке раствора.

Масса твердой фазы в буровом растворе, поступающем через рабочее сопло в единицу времени, составит

m_p = q_pK_p. (19)

Масса твердой фазы в буровом растворе, поступающем в единицу времени через канал для инжектируемого потока, будет равна

m_и = q_иK₁. (20) Тогда масса твердой фазы в потоке бурового раствора, поступающего через кольматирующее сопло в единицу времени, будет равна

m_к = m_p+m _и = q_p - K_p+q_и К₁. (21) Концентрация твердой фазы в кольматирующем потоке будет равна

K_к= = . (22) Так как из сопла 3 должен поступать поток бурового раствора с заданной концентрацией твердой фазы К_к, то исходная концентрация твердой фазы в кольце , обеспечивающая требуемую концентрацию твердой фазы в кольматирующем потоке бурового раствора, поступающем из сопла 3, должна быть равной

K₁= . (23)

С учетом выражений (16),(17) и (23) получим:

l = V_oT . (24)

Выражение (24) позволяет определить длину лопастей устройства ниже входа в канал для инжектируемого потока, которая обеспечит при исходной концентрации К_о в буровом растворе твердой фазы с размером частиц не менее диаметра d_м во внешнем пристенном кольце затрубного пространства толщиной требуемую концентрацию твердой фазы для обеспечения в кольматирующем потоке концентрацию твердой фазы, равную К_к.

От внедpения предполагаемого изобретения может быть получен экономический эффект, обусловленный следующим:

отсутствием поглощения бурового раствора в высокопроницаемые пласты при вскрытии их бурением;

улучшением качества вскрытия и, соответственно, снижением времени освоения скважин;

снижением содержания твердой фазы в буровом растворе, поступающем на забой скважины, увеличением механической скорости бурения;

отсутствием необходимости вводить в буровой раствор грубодисперсный кольматант.