скважинный гидроабразивный перфоратор

Формула изобретения

Скважинный гидроабразивный перфоратор, содержащий полый корпус, состоящий из отдельных секций, соединенных между собой при помощи резьбового соединения и выполненный со струйными насадками, размещенными по высоте корпуса спиралеобразно и направленными под острым углом к горизонтальной оси корпуса, с хвостовиком, верхним и нижним шаровыми клапанами, срезной муфтой, упорным кольцом в нижней части верхней секции, с диаметром нижнего шарового клапана меньшим, чем внутренний диаметр срезной муфты, и соответствующим посадочному седлу хвостовика, с диаметром верхнего шарового клапана большим, чем внутренний диаметр срезной муфты, и соответствующим посадочному седлу срезной муфты; в зависимости от вскрываемой мощности пласта корпус выполнен с несколькими секциями, аналогичными верхней, при этом диаметр шарового клапана каждой верхней секции, начиная снизу, меньше внутреннего диаметра срезной муфты предыдущих верхних секций и соответствует посадочному седлу срезной муфты, соответствующей последней из верхних секций корпуса, отличающийся тем, что корпус выполнен с эксцентрично расположенными осями внутреннего и внешнего диаметров, верхняя секция выполнена однокорпусная с промежуточной муфтой диаметром, равным диаметрам срезной муфты и упорного кольца, струйные насадки верхней секции выполнены с наружной и внутренней технологическими заглушками, а каждая секция скважинного гидроабразивного перфоратора выполнена с разобщающим уплотнительным узлом, расположенным после каждой нижней насадки и имеющим перепускное отверстие, поршень и уплотнительный элемент.

Описание изобретения к патенту

Устройство относится к горному делу, в частности к оборудованию для обработки скважин, и может быть использовано в нефтегазодобывающей промышленности для вскрытия продуктивных пластов в скважинах с открытым забоем и с обсадными колоннами. Наибольшее применение найдет в глубоких и в сверхглубоких скважинах на месторождениях с аномально низким пластовым давлением (АНПД), аномально высоким пластовым давлением (АВПД) и при вскрытии пластов большой мощности.

Известен гидроабразивный перфоратор по патенту RU №207812, класс МПК Е 21 В 43/114, содержащий корпус, клапан, хвостовик и струйные насадки (сопла), выполненные с переменной площадью сечения, установленные горизонтально и направленные в противоположные стороны.

Известный гидроабразивный перфоратор имеет целый ряд недостатков:

- ограниченная область применения, обусловленная конструкцией, не позволяющей вскрывать более 1-2 м продуктивного пласта за одну установку перфоратора;

- осаждение абразива (песка и пр. др.) в процессе проведения гидроабразивной перфорации с образованием на забое пробок из абразива и возможного прихвата перфоратора;

- возможность газо-нефте-водопроявлений в процессе работ из нижележащих, ранее вскрытых интервалов;

- возможность поглощения рабочей промывочной жидкости - абразивоносителя ранее вскрытыми интервалами с низким пластовым давлением.

Наиболее близким техническим решением к предлагаемому изобретению является секционный гидрообразивный перфоратор (полезная модель RU №25759, класс МПК Е 21 В 43/114), содержащий полый корпус, направляющие струйные насадки (сопла), шаровой корпус и хвостик.

К недостаткам известного секционного гидроабразивного перфоратора относятся:

- ограниченная область применения, обусловленная двухкорпусной конструкцией верхних секций, которая не позволяет использовать устройство в скважинах с внутренним диаметром менее 150 мм;

- осаждение абразива (песка и пр. др.) в процессе проведения работ по гидроабразивной перфорации, что приводит к образованию на забое скважины песчаных (или иных прочих абразивных пробок) и возможному прихвату инструмента (гидроабразивного перфоратора). Это зачастую (особенно при малом объеме зумфа) приводит к аварийной ситуации и требует дополнительных затрат на работы по освобождению перфоратора и промывке забойных пробок;

- возможность поглощения рабочей промывочной жидкости - абразивоносителя ранее вскрытыми интервалами, имеющими низкое пластовое давление. Это приводит к их кольматации, снижению фильтрационно-емкостных свойств (ФЕС) и соответственно к резкому падению последующей добычи, так как при этом происходит закупорка поровых каналов и разбухание глинистых частиц пласта - коллектора;

- возможность газо-нефте-водопроявлений в процессе работ из нижележащих, ранее вскрытых интервалов, например при довскрытии пласта или из отверстий-щелей в колонне и породе, образованных в процессе ступенчатого вскрытия (снизу вверх) секционным перфоратором. Это нарушает технологический режим закачки и отбора рабочей жидкости - абразивоносителя и может привести к аварийной ситуации - выбросу (фонтану). Это связано с изменением параметров рабочей циркулирующей жидкости - абразивоносителя при попадании в нее газа, нефти или воды. При этом нарушается баланс объемов закачка - отбор и меняется удельный вес (понижается или увеличивается), являющийся основным параметром при проведении гидроабразивной перфорации. Все это влияет на качество проводимых работ и требует дополнительных затрат на стабилизацию рабочей жидкости - абразивоносителя или полной ее замены вместе с абразивом.

Технической задачей предлагаемого изобретения является расширение технологических возможностей устройства и повышение эффективности использования скважинного гидроабразивного перфоратора.

Техническая задача решается за счет того, что в скважинном гидроабразивном перфораторе, содержащем полый корпус, состоящий из отдельных секций, соединенных между собой при помощи резьбового соединения и выполненный со струйными насадками, размещенными по высоте корпуса спиралеобразно и направленными под острым углом к горизонтальной оси корпуса, с хвостовиком, верхним и нижним шаровыми клапанами, срезной муфтой, упорным кольцом в нижней части верхней секции, с диаметром нижнего шарового клапана, меньшим чем внутренний диаметр срезной муфты и соответствующим посадочному седлу хвостовика, с диаметром верхнего шарового клапана, большим чем внутренний диаметр срезной муфты и соответствующим посадочному седлу срезной муфты; в зависимости от вскрываемой мощности пласта корпус выполнен с несколькими секциями, аналогичными верхней, при этом диаметр шарового клапана каждой верхней секции, начиная снизу, меньше внутреннего диаметра срезной муфты предыдущих верхних секций и соответствует посадочному седлу срезной муфты, соответствующей последней из верхних секций корпуса, корпус выполнен с эксцентрично расположенными осями внутреннего и внешнего диаметров, верхняя секция выполнена однокорпусной с промежуточной муфтой диаметром, равным диаметрам срезной муфты и упорного кольца, струйные насадки верхней секции выполнены с наружной и внутренней технологическими заглушками, а каждая секция скважинного гидроабразивного перфоратора выполнена с разобщающим уплотнительным узлом, расположенным после каждой нижней насадки и имеющим перепускное отверстие, поршень и уплотнительный элемент.

На фиг.1 изображено заявляемое устройство в вертикальном положении с разрезом.

На фиг.2 приведено заявляемое устройство по горизонтальным сечениям А-А и Б-Б.

Скважинный гидроабразивный перфоратор содержит полый корпус с эксцентрично расположенными осями внутреннего и внешнего диаметров, состоящий из верхней секции 1 и нижней секции 2, соединенных при помощи резьбового соединения. Секции содержат струйные насадки 3 и 4 и разобщающий уплотнительный узел, расположенный после каждой нижней насадки и состоящий из перепускного отверстия 5, поршня 6 и уплотнительного элемента 7. Нижняя секция содержит хвостовик 8 с посадочным седлом и нижний шаровой клапан 9. Верхняя секция содержит верхний шаровой клапан 10, срезную муфту 11, промежуточную муфту 12 и упорное кольцо 13. Насадки верхней секции имеют наружную 14 и внутреннюю 15 технологические заглушки.

Наличие в конструкции устройства разобщающих уплотнительных (пакерующих) узлов предотвращает возможность газо-нефте-водопроявления из нижележащих, ранее вскрытых интервалов, сохраняет параметры рабочей промывочной жидкости - абразивоносителя, препятствует осаждению абразива на забой скважины и образованию песчаных или иных абразивных пробок, так как разобщающий уплотнительный узел расположен ниже нижней струйной насадки каждой секции. При пластовом давлении ранее вскрытых интервалов ниже гидростатического давления рабочей промывочной жидкости - абразивоносителя разобщающие уплотнительные узлы препятствуют кольматации, снижению фильтрационно-емкостных свойств и их обводнению за счет поглощения промывочной жидкости. Актуальность наличия этого узла в конструкции растет с глубиной скважины, так как глубокие и сверхглубокие скважины имеют меньшие диаметры эксплуатационных колонн (или хвостовиков), чем неглубокие скважины, эксплуатирующие пласты, залегающие вблизи от земной поверхности.

Практика показывает, что с уменьшением диаметра колонн и увеличением глубины затраты на проведение одного и того же вида работ (например, промывка песчаной пробки) по сравнению с неглубокими скважинами большего диаметра резко возрастают. С глубиной растет и пластовое давление, что также повышает вероятность газо-нефте-водопроявления из ранее вскрытых интервалов.

Выполнение корпуса с эксцентрично расположенными осями внутреннего и внешнего диаметров позволяет разместить струйные насадки на утолщенном участке сечения, при одновременном уменьшении наружного диаметра и сохранении рабочей длины устройства. Это позволяет использовать предлагаемое устройство в отличие от прототипа в скважинах меньшего диаметра (менее 150 мм).

Наличие промежуточной муфты 12 предохраняет разобщающий уплотнительный узел верхней секции 1 от преждевременного срабатывания.

Наличие наружной 14 и внутренней 15 технологических пробок на струйных насадках 3 верхней секции обеспечивает герметичность корпуса при работе насадок 4 нижней секции.

Наличие срезной муфты 11 позволяет по мере необходимости срезать (разрушить) внутренние технологические заглушки 15 струйных насадок, при этом наружные технологические заглушки 14 выдавливаются избыточным давлением, создаваемым внутри корпуса. Упорное кольцо 13 ограничивает перемещение вниз промежуточной муфты 12, срезной муфты 11 и обеспечивает герметичное разобщение секции 1 от нижней секции 2.

Скважинный гидроабразивный перфоратор работает следующим образом.

Гидроабразивный перфоратор при помощи резьбы крепят к колонне напорных труб (бурильные трубы или насосно-компрессорные трубы - НКТ), опускают в скважину и устанавливают напротив интервала, подлежащего гидроабразивной обработке. Опускают (бросают в напорную колонну) в нижнюю секцию нижний шаровой клапан 9, диаметр которого меньше внутреннего диаметра муфт 11, 12 и упорного кольца 13 и подают под давлением гидроабразивную смесь, например песок с водой (фиг.1). При этом, так как струйные насадки 3 верхней секции имеют технологические внутренние заглушки 15, а перепускной канал 5 перекрыт промежуточной муфтой 12, гидроабразивная смесь с большой скоростью 180-210 м/сек истекает из струйных насадок 4 только нижней секции и вскрывают колонну и породу пласта на длину нижней секции. При росте давления жидкость через перепускное отверстие 5 нижней секции давит на поршень 6, который в свою очередь деформирует уплотнительный упругий элемент, например резиновый, который, расширяясь в диаметре, разобщает затрубное пространство. Это предотвращает возможность газо-нефте-водопроявления из нижележащих, ранее вскрытых интервалов, сохраняет параметры рабочей промывочной жидкости - абразивоносителя, препятствует осаждению абразива на забой скважины и образованию песчаных или иных пробок, так как разобщающий уплотнительный узел расположен ниже нижней струйной насадки 4.

При снятии избыточного давления внутри корпуса упругий уплотнительный элемент 7 перемещает поршень 6 вверх и разобщающий уплотнительный узел принимает транспортное положение, при этом сообщение в межтрубном пространстве восстанавливается.

После проведения первого цикла гидроабразивной обработки (вскрытие пласта нижней секцией) в перфоратор опускают верхний шаровой клапан 10. После посадки шарового клапана 10 в седло срезной муфты 11 плавно поднимают давление до расчетного (5-10 МПа) и срезают внутренние технологические заглушки 15 струйных насадок 3. При этом срезная муфта 11 с шаровым клапаном перемещает промежуточную муфту 12 вниз до упорного кольца 13, открывая при этом перепускное отверстие 5 верхней секции. Уплотнительный узел верхней секции срабатывает аналогично нижней и уплотнительным элементом 7 разобщает межтрубное пространство ниже нижней струйной насадки 3. После срезки внутренних технологических заглушек 15 наружные заглушки 14 выдавливаются за счет избыточного давления в корпусе перфоратора, открывая при этом каналы истечения для гидроабразивной смеси.

Срезанные внутренние технологические заглушки 15 через отверстия в промежуточной муфте 12 и упорного кольца 13 за счет силы тяжести падают в нижнюю отработанную секцию 2, где и остаются до подъема перфоратора на поверхность. Затем подают гидроабразивную смесь под давлением (перепад на насадках до 25-27 МПа) и вскрывают колонну (или колонны) и породу пласта напротив верхней секции. В случае необходимости вскрытия мощности пласта, большей чем длина двух секций, в конструкцию скважинного гидроабразивного перфоратора включают еще одну или две-три секции, аналогичные верхней. При этом диаметр шарового клапана каждой верхней секции, начиная снизу, меньше внутреннего диаметра срезной муфты предыдущих верхних секций и соответствует посадочному седлу срезной муфты, соответствующей последней из верхних секций корпуса.

Пример. В эксплуатационной скважине, с целью увеличения дебита газа и газового конденсата, необходимо довскрыть 8 метров продуктивного пласта, представленного песчано-глинистыми коллекторами, залегающего в интервале 5855-5847 м по четыре отверстия - щели на 1 погонный метр. Вскрываемый объект обладает АВПД с текущим коэффициентом аномальности 1,18. Ожидаемое пластовое давление 69,0 МПа. Ранее вскрытый интервал на глубине 5920-5900 м, представленный низкопроницаемыми песчано-глинистыми породами, имеет текущий коэффициент аномальности 1,21, пластовое давление 71,6 МПа и сравнительно небольшой дебит газа, равный 117 тыс.м³ /сут. Искусственный забой скважины - 6002 м. Внутренний диаметр хвостовика эксплуатационной колонны в интервале 6150-5310 м равен d_в=107 мм.

Скважину заглушили буровым раствором удельного веса =1,24 г/см³ и подняли колонну напорных труб на поверхность. Затем на устье скважины собрали четырехсекционный (одна секция 2 м) гидроабразивный перфоратор наружным диаметром 90 мм, состоящий из нижней и трех верхних секций с полезной рабочей длиной 8 метров. После сборки скважинного гидроабразивного перфоратора опрессовали водой при избыточном давлении 50 МПа, жестко закрепили вместе с промывочным узлом к колонне напорных труб и спустили на требуемую глубину в скважину. Для снижения гидравлических потерь использовали комбинированную напорную колонну, состоящую из 114 мм НКТ (900 м), 89 мм НКТ (4200 м) и из 73 мм НКТ (остальное). Провели привязку перфоратора к объекту методами ГИС (геофизические исследования скважин), а именно ГК (гамма-каротаж) и ДМ (локатор муфт). По результатам ГИС установили скважинный гидроабразивный перфоратор на нужную глубину, разместив нижнюю двухметровую секцию с открытыми струйными насадками в интервале 5855-5853 м. Затем загерметизировали устье скважины, установив фонтанную арматуру (ФА), обвязали с узлом задавки и спрессовали на 70,0 МПа. Восстановили циркуляцию бурового раствора, бросили в напорную колонну нижний шаровой клапан диаметром 31 мм и продавили раствором, используя один агрегат до посадки его в седло хвостовика нижней секции. Посадка шарового клапана в седло хвостовика фиксировалась повышением давления на устье на 8,0 МПа. Подключив дополнительные агрегаты, подняли давление до 20,0 МПа и заменили в скважине буровой раствор на рапу (солевой раствор) удельного веса 1,19 г/см³ , которая выполняет роль рабочей промывочной жидкости - абразивоносителя. Замена бурового раствора на рапу произведена с целью сокращения гидравлических потерь и минимизацией отрицательного влияния на ФЕС призабойной зоны вскрываемого песчано-глинистого объекта. При повышении давления до 20,0 МПа герметизирующий узел нижней секции и нижний шаровой клапан надежно изолировали ранее вскрытый интервал 5920-5900 м и находящийся над ним буровой раствор от интервала вскрываемого объекта.

После этого через пескосмеситель в рапу подали просеянный песок фракции 0,63-1,0 мм из расчета 80 г/л. Подняли расход рабочей жидкости - абразивоносителя (рапы) до 17 л/сек и давление до 32,0 МПа. При этом перепад на струйных насадках составил 25,0 МПа при скорости истечения гидроабразивной смеси 221 м/сек. Резка (вскрытие) колонны и породы пласта велась в течение 30 минут (согласно стендовым испытаниям колонну вскрывали в течение 3-5 минут), после чего подачу песка прекратили и промыли скважину чистой рапой в 1,3 объема скважины. Затем в НКТ (напорную колонну) бросили шаровой клапан первой верхней секции диаметром 35 мм и продавили одним агрегатом до его посадки в седло срезной муфты. Подняв давление до 10,0 МПа, срезали удерживающие ее штифты, внутренние технологические заглушки струйных насадок первой верхней секции, затем штифты промежуточной муфты и переместили ее вниз вместе со срезной муфтой до упора в упорное кольцо. Процесс срезки и перемещения фиксировался скачкообразным изменением давления на устье в сторону уменьшения до 2,0 МПа. После срезки внутренних технологических заглушек струйных насадок наружные выдавливались избыточным давлением внутри устройства, обеспечивающим нажимное усилие до 100 кг и более. После открытия каналов струйных насадок первой верхней секции дальнейшие работы по вскрытию колонны и породы пласта проводились по уже вышеописанной технологии. Затем вскрытие колонны и пласта провели напротив второй и третьей верхних секций, использовав при этом шаровые клапаны диаметром 39 и 44 мм. После отработки последней третьей верхней секции в напорную колонну бросили шаровой клапан диаметром 48 мм для открытия отверстий (каналов) промывочного узла, установленного выше скважинного гидроабразивного перфоратора, давление на устье до 8,0 МПа, вскрыли каналы промывочного узла и после тщательной промывки скважины от песка перевели скважину на буровой раствор и подняли колонну напорных труб вместе со скважинным гидроабразивным перфоратором. Затем спустили колонну лифтовых труб (НКТ), перевели скважину на воду и освоили за счет АВПД. После этого скважину тщательно обработали в течение 72 часов на факел и провели комплексные газодинамические и газоконденсатные исследования. По результатам газодинамических исследований рабочий дебит скважины увеличился в 5,3 раза и составил 623 тыс.м³/сут.

Использование предлагаемого устройства дает следующие преимущества:

- появляется возможность использовать устройство в скважинах меньшего диаметра, чем при использовании прототипа (то есть расширяются технологические возможности устройства);

- увеличить количество секций в 2-3 раза при одном и том же диаметре скважины по сравнению с прототипом (увеличить мощность вскрытия пласта за одну установку в 2-3 раза);

- предотвратить осаждение абразива (песка) и тем самым предупредить образование песчаных пробок, прихвата перфоратора и аварийной ситуации;

- предупредить (предотвратить) поглощение и проявление нижних ранее вскрытых интервалов и тем самым обеспечить безаварийный стабильный, технологический режим вскрытия пласта гидроабразивной перфорацией и сохранить ФЕС ранее вскрытой мощности пласта.

Экономический эффект от использования предлагаемой конструкции в глубоких скважинах составит более 1500-2000 тыс.рублей на 1 скв./обработку.