устройство для селективной изоляции пласта

Формула изобретения

1. Устройство для селективной изоляции пласта, включающее корпус с пакерующими узлами по концам, армированными упругими элементами, отличающееся тем, что пакерующий узел выполнен в виде гофрированной трубы, на впадинах которой установлены армированные эластичные накладки, причем внутренняя полость между гофрированной трубой и корпусом заполнена вязкопластичной жидкостью, твердеющей после контакта ее с буровым раствором, поступающим в полость через обратный клапан, установленный в корпусе устройства, а над и под пакерным затрубным пространством на корпусе устройства приварены равнопроходные средоразделители.

2. Устройство по п.1, отличающееся тем, что размеры армированной эластичной накладки определяются по формуле



где D_max - максимальный диаметр раскрытия пакерующего элемента с армированными эластичными накладками;

D_min - минимальный диаметр раскрытия пакерующего элемента с армированными эластичными накладками;

D - диаметр гофрированной трубы после распрямления;

n - количество армированных эластичных накладок;

h - толщина армированной эластичной накладки;

l - ширина дуги армированной эластичной накладки.

Описание изобретения к патенту

Изобретение относится к нефтедобывающей и горной отрасли промышленности и предназначено для заканчивания и освоения скважин.

Известны устройства для крепления скважин [1, 2], содержащие две концентрично расположенные трубы с пакерующими узлами по концам. Трубы соединены с друг другом полыми втулками и сообщающими через их полость внутренней трубы с внешним пространством. Недостатками устройства являются увеличенная металлоемкость и сложность изготовления.

Известно устройство для селективной изоляции пластов (УСИП) [3, стр. 74-75] при цементировании эксплуатационной колонны, принятое за прототип, содержащее корпус с пакерующими узлами по концам. Изолирующие элементы пакерующих узлов выполнены в виде резиновых конусообразных манжет, армированных упругими пластинами. Технологическими и конструктивными недостатками являются неработоспособность устройства в скважинных условиях при высокой температуре и перепаде давления на пакерующие элементы. Кроме того, устройство не обеспечивает разобщение пластов в процессе цементирования при наличии незначительных каверн или сужения ствола скважины на местах установки.

Предлагаемое техническое решение направлено на увеличение надежности разобщения вскрытых скважиной пластов в процессе цементирования с целью сохранения коэффициента продуктивности и увеличения удельного продуктивного пласта, независимо от температурных условий скважины.

Поставленная задача решается тем, что в устройстве для селективной изоляции пласта, включающем корпус с пакерующими узлами по концам, изолирующий элемент пакерующего узла выполнен в виде металлической гофрированной трубы, на впадинах которой установлены армированные эластичные накладки, причем внутренняя полость между гофрированной трубой и корпусом заполнена вязкопластичной жидкостью, твердеющей после контакта с буровым раствором, поступающим в полость через обратный клапан, установленный в корпусе устройства, а над и под пакерным затрубным пространством на корпусе устройства приварены равнопроходные средоразделители.

Сравнение заявленного технического решения с ближайшими аналогами позволило установить соответствие его критерию "новизна".

Известно применение профильных перекрытий для локального крепления стенок скважины [4]. Разобщение пластов производят путем создания избыточного внутреннего давления, под действием которого профильные трубы расширяются и прижимаются своими стенками к стенке скважины. Однако применение только гофрированных труб не обеспечивает полную герметизацию, если наружный диаметр гофрированной трубы не равен диаметру скважины. А такие условия в необсаженных скважинах практически не бывают. При ПD > ПD_скв гофрированная труба полностью не распрямляется и тогда остается зазор между стенкой скважины и впадиной гофрированной трубы (где D - диаметр гофрированной трубы после распрямления, D_скв - диаметр скважины). При ПD < ПD_скв остается зазор между стенкой скважины и наружной стенкой гофрированной трубы.

Установка на впадинах гофрированной трубы армированных эластичных накладок позволяет регулировать радиальный размер раскрытия пакерующего элемента. Возможность полной герметизации затрубного пространства определяется по формуле:



где D - диаметр гофрированной трубы после распрямления;

n - количество армированных эластичных накладок;

h - толщина армированной эластичной накладки;

l - ширина дуги армированной эластичной накладки;

D_max - максимальный диаметр раскрытия пакерующего элемента с армированными эластичными накладками.

Минимальный диаметр раскрытия пакерующего элемента с армированными эластичными накладками D_min определяется по формуле:



Изменяя толщину и ширину дуги армированной эластичной накладки, можно изменять максимальный и минимальный диаметры раскрытия пакерующего элемента, разобщающего пласт.

Например, определим радиальные размеры пакерующего элемента разобщающего пласт, если D_скв = 21,5 см, h = 2 см, D = 23 см, l = 5 см, n = 4 шт.

При ПD > ПD_скв образуется зазор, условным диаметром равным



При ПD < ПD_скв образуется зазор, условным диаметром d"_ус равным



Заполнение внутренней полости между гофрированной трубой и корпусом вязкопластичной жидкостью твердеющей после контакта с буровым раствором, поступающим в полость через обратный клапан, обеспечивает распрямление гофрированной трубы, расширение внутренней полости и более надежное разобщение пластов.

Установка на корпусе над и под пакерным затрубным пространством равнопроходных средоразделителей позволяет восстановить циркуляцию бурового раствора, заполняя заколонное пространство между стенками скважины и обсадной колонной, минуя продуктивную часть пласта.

Все вышеизложенное позволяет сделать вывод о соответствии заявляемого технического решения критерию изобретения "изобретательский уровень".

На чертеже представлено устройство для селективной изоляции пласта (УСИП).

Устройство для селективной изоляции пласта содержит корпус 1, к верхней секции которого навернута муфта 2, к нижней части верхней секции навернут центратор 3. К верхней части пакерующего узла приварена полумуфта 4 циркуляционными пазами 5. Для циркуляции бурового и тампонажного раствора на корпус 1 с двух сторон приварены средоразделители 6, концы которых приварены к полумуфтам 4 и 7. На полумуфтах 4 и 7 также приварена гофрированная металлическая труба 8, армированная эластичными накладками 9, служащими регуляторами радиального размера раскрытия элемента. Для наполнения жидкостью внутренней полости гофрированной трубы 8 имеется отверстие 10 в корпусе 1, на которое приварены колпачки 11 и внутри установлен шарик 12, который поджимается к отверстию 10 пружиной 13. Нижний пакерующий узел выполнен аналогично верхнему пакерующему узлу.

Полная сборка производится предприятием-потребителем непосредственно на буровой и заключается в соединении верхней и нижней секций посредством патрубка (патрубков) 14 с средоразделителями 6, полумуфт 15 и 16. Общая длина патрубков определяется после окончательного каротажа скважины в зависимости от толщины продуктивного пласта. Патрубки 14 с средоразделителями 6 соединяются между собой с помощью муфты 17.

Устройство для изоляции пласта спускается в скважину в следующей компоновке: башмак обсадной колонны, патрубок 14, специальный клапан, который включает корпус 18; запорный клапан, состоящий из шара 19, седла 20 и тарированных винтов 21, ловителя 22; обсадные трубы, УСИП, обсадные трубы. В корпус устройства врезаны пробки 23 из легкорастворимого в кислоте металла, ввернутых в металлические втулки 24. Внутренняя полость 25 между гофрированной трубой и корпусом заполняется вязкопластичной жидкостью.

Устройство работает следующим образом. Перед спуском устройства в скважину внутренняя полость 25 между гофрированной трубой и корпусом заполняется вязкопластичной жидкостью. Устройство в сборе (без шара) спускается в скважину на расчетную глубину с точной привязкой по радиоактивному каротажу. В процессе промывки скважины в колонну сбрасывается шар 19, который после посадки на седло клапана 20, фиксируемого повышением давления в колонне, обеспечивает срабатывание обратных клапанов 12 при давлении 1,2-1,5 МПа (12-15 кгс/см²) наполнение буровым раствором внутренних полостей гофрированных труб 8. По мере повышения давления в колонне будут происходить распрямление гофрированной трубы с армированными эластичными накладками и расширение ее в радиальном направлении до упора со стенкой скважины. После контакта бурового раствора с вязкопластичной жидкостью, находящейся во внутренней полости 25 гофрированных труб, через определенное время происходит превращение ее в твердую массу.

При достижении давления в колонне 12-13 МПа (120-130 кгс/см²) происходит срабатывание запорного клапана в результате разрыва его тарированных винтов 21 и шар 19 с седлом 20 клапана падает на ловитель 22. Циркуляция восстанавливается через средоразделитель 6 УСИП, заполняя заколонное пространство между стенками скважины и обсадной колонной, минуя продуктивную часть пласта. Далее производятся тампонажные или другие работы по утвержденной технологии предприятия-потребителя. При закачке и продавке тампонажной смеси в обсадную колонну смесь проходит через башмак обсадной колонны, отверстие в нижнем пакерующем элементе 5, входит в средоразделитель 6 и выходит через отверстие 5 в верхнем пакерующем элементе, минуя продуктивный пласт.

После ожидания расчетного времени набора прочности структуры тампонажной смеси в скважину спускают насосно-компрессорные трубы ниже интервала установки УСИП. С целью открытия каналов между внутритрубным пространством колонны с продуктивным пластом закачивают кислоту для разрушения пробок 23 из легкорастворимого в кислоте металла, ввернутых в металлические втулки 24.

Устройство для селективной изоляции продуктивного пласта отличается простотой изготовления, применения и обеспечивает надежность разобщения продуктивных пластов при наличии высокотемпературных условий в скважине и при наличии небольших каверн и сужений в разрезе скважины в местах установки пакерующих элементов, что позволяет цементировать скважину, не допуская контакта цементного раствора с продуктивным пластом и обеспечивая сохранение коэффициента продуктивности скважины.

Источники информации

1. Шахмаев З. М. , Рахматуллин В.Р. Технология заканчивания скважин. - Уфа; - 1996, с. 73-95.

2. Патент РФ N 2057905, E 21 B 33/14, 1996.

3. Шахмаев З. М. , Рахматуллин В.Р. Технология заканчивания скважин. - Уфа: - 1996, с. 74 и 75.

4. Булатов А. И. , Аветисов А.Г. Справочник инженера по бурению. - М.: 1985.