close

Вход

Забыли?

вход по аккаунту

?

скважинная многопакерная установка для заканчивания скважин при многопластовой системе разработки

код для вставки
РОССИЙСКАЯ ФЕДЕРАЦИЯ
RU
(19)
(11)
2 300 624
(13)
C1
(51) МПК
E21B 33/124 (2006.01)
E21B 43/14 (2006.01)
ФЕДЕРАЛЬНАЯ СЛУЖБА
ПО ИНТЕЛЛЕКТУАЛЬНОЙ СОБСТВЕННОСТИ,
ПАТЕНТАМ И ТОВАРНЫМ ЗНАКАМ
(12)
ОПИСАНИЕ ИЗОБРЕТЕНИЯ К ПАТЕНТУ
(21), (22) За вка: 2006125874/03, 19.07.2006
(72) Автор(ы):
Овс нкин Андрей Михайлович (RU),
Килин Михаил Иванович (RU),
Муфтахов Марат Гафурович (RU)
(24) Дата начала отсчета срока действи патента:
19.07.2006
(45) Опубликовано: 10.06.2007 Бюл. № 16
(54) СКВАЖИННАЯ МНОГОПАКЕРНАЯ УСТАНОВКА ДЛЯ ЗАКАНЧИВАНИЯ СКВАЖИН ПРИ
2 3 0 0 6 2 4
секцию, в которую вход т как минимум две
скважинные камеры с размещенными в каждой из
них посадочными узлами дл установки генератора
колебаний и съемного клапана или глухой пробки,
циркул ционный клапан и турбулизатор потока
жидкости. Турбулизатор установлен у нижней
границы перфорационных отверстий обсадной
колонны в пределах разрабатываемого пласта.
Количество пакерных секций, включенных в состав
СМУ, соответствует количеству включенных в
разработку пластов. Последн пакерна секци образована
между
нижним
пакером
предпоследнего пласта и установленным на конце
колонны
НКТ
клапаном
однонаправленного
действи . 7 з.п. ф-лы, 1 ил.
R U
(57) Реферат:
Изобретение относитс к области добычи
углеводородов и может быть использовано дл одновременно
раздельной
или
поочередной
закачки рабочей среды в один или несколько
пластов. Обеспечивает оптимизацию параметров
скважинной установки, возможность проведени операции по интенсификации закачки и/или притока
флюида одновременно с ее установкой. На колонне
НКТ ниже верхнего пласта спущен первый пакер.
Выше первого пакера установлен разъединитель
колонны. Между ними размещено посадочное
гнездо дл извлекаемого обратного клапана.
Расположенный ниже первого пакера второй пакер
образует совместно с первым пакером пакерную
Страница: 1
RU
C 1
C 1
МНОГОПЛАСТОВОЙ СИСТЕМЕ РАЗРАБОТКИ
2 3 0 0 6 2 4
Адрес дл переписки:
117393, Москва, ул. Профсоюзна , 56, этаж 8,
офис ООО "Смит Оверсиз Сервисиз"
R U
(56) Список документов, цитированных в отчете о
поиске: US 3319717 А, 16.05.1967. SU 1696676
A1, 07.12.1991. RU 2138622 C1, 27.09.1999. RU
2194152 C2, 10.12.2002. RU 2211311
C2.27.08.2003. RU 2151279 C1, 20.06.2000.
CASED HOLE APPLICATIONS, Baker Hughes
Incorporated, 2001, c.70.
(73) Патентообладатель(и):
Овс нкин Андрей Михайлович (RU),
Килин Михаил Иванович (RU),
Муфтахов Марат Гафурович (RU)
C 1
C 1
2 3 0 0 6 2 4
2 3 0 0 6 2 4
R U
R U
Страница: 2
RUSSIAN FEDERATION
(19)
RU
(11)
2 300 624
(13)
C1
(51) Int. Cl.
E21B 33/124 (2006.01)
E21B 43/14 (2006.01)
FEDERAL SERVICE
FOR INTELLECTUAL PROPERTY,
PATENTS AND TRADEMARKS
(12)
ABSTRACT OF INVENTION
(21), (22) Application: 2006125874/03, 19.07.2006
(72) Inventor(s):
Ovsjankin Andrej Mikhajlovich (RU),
Kilin Mikhail Ivanovich (RU),
Muftakhov Marat Gafurovich (RU)
(24) Effective date for property rights: 19.07.2006
(45) Date of publication: 10.06.2007 Bull. 16
2 3 0 0 6 2 4
R U
Страница: 3
EN
8 cl, 1 dwg
C 1
C 1
DEVELOPMENT
(57) Abstract:
FIELD:
hydrocarbon
production,
particularly
for separately-simultaneous or alternate working
fluid injection in one or several pools.
SUBSTANCE: plant comprises the first packer
connected to flow string and lowered under upper
pool, flow string disconnector arranged over the
first packer and seat to receive retrievable
check valve located between the first packer and
flow string disconnector. Arranged below the
first packer is the second packer, which creates
packer section along with the first packer. The
packer section includes at least two mandrels
with seating units arranged therein, circulation
valve and liquid flow turbulator. The seating
units receive oscillator generator and removable
valve or bridge plug. Turbulator is installed at
lower edges of circulation orifices formed in
casing pipe within the limits of oil pool to be
developed. Number of packer sections included in
the plant is equal to number of pools to be
developed. The last packer section is between
lower packer of next to last pool and one-way
valve installed at flow string end.
EFFECT: possibility to optimize downhole plant
parameters and to stimulate injection and/or
fluid inflow simultaneously with plant installation.
2 3 0 0 6 2 4
(54) DOWNHOLE MULTI-PACKER PLANT FOR WELL COMPLETION DURING STACKED POOL
R U
(73) Proprietor(s):
Ovsjankin Andrej Mikhajlovich (RU),
Kilin Mikhail Ivanovich (RU),
Muftakhov Marat Gafurovich (RU)
Mail address:
117393, Moskva, ul. Profsojuznaja, 56, ehtazh
8, ofis OOO "Smit Oversiz Servisiz"
RU 2 300 624 C1
5
10
15
20
25
30
35
40
45
50
Изобретение относитс к скважинной разработке и эксплуатации многопластовых
месторождений углеводородов, в частности к технологии и технике одновременно
раздельной эксплуатации нескольких эксплуатационных объектов одной скважиной, и
может быть использовано дл добычи углеводородов из скважины, а также дл нагнетани рабочего агента, вытеснени пластовой жидкости, поддержани пластового давлени или
физико-химического воздействи на продуктивный пласт.
Известна установка дл раздельной эксплуатации многопластовых нефт ных и газовых
скважин, включающа колонну труб, пакеры, телескопические соединени , разъединитель
колонны, пусковой клапан, рабочий клапан, циркул ционный клапан, скважинную камеру и
посадочный ниппель, забойное регулирующее устройство (см. патент США №3319717).
Известна скважинна установка не позвол ет производить последовательную
установку и проверку герметичности пакеров, раздел ющих эксплуатационные объекты, и
не позвол ет оперативно измен ть технологические режимы путем смены клапанов, а
также проводить раздельное исследование и воздействие на эксплуатационные объекты.
Цель изобретени - обеспечить возможность за одну операцию по установке скважинной
многопакерной компоновки произвести операции по интенсификации закачки и/или притока,
повысить эффективность использовани эксплуатационных объектов, вскрываемой
скважины и оптимизировать параметры скважинной установки.
Технический результат, получаемый при использовании изобретени , заключаетс в
повышении эффективности воздействи на пласт и обеспечении независимого режима
одновременной закачки технологической жидкости в каждый интервал пластов при
многопластовой системе разработки. Кроме того, повышаетс надежность работы
установки и повышение межремонтного периода работы скважины.
Поставленна задача достигаетс за счет того, что скважинна многопакерна компоновка (СМК) колонны НКТ дл заканчивани скважин при многопластовой системе
разработки содержит одну колонну НКТ с установленным на конце колонны клапаном
однонаправленного действи и первый спущенный ниже верхнего пласта пакер, а также
посадочное гнездо дл глухой пробки. Выше первого пакера установлен разъединитель
колонны, а между разъединителем и первым пакером размещено посадочное гнездо дл извлекаемого обратного клапана, предназначенного дл герметизации трубного
пространства скважинной многопакерной компоновки после отсоединени колонны НКТ от
СМК. Ниже первого пакера расположен второй пакер, образующий совместно с первым
пакером пакерную секцию, в которую вход т как минимум две скважинные камеры с
размещенными в каждой из них посадочными узлами дл установки генератора колебаний
и съемного клапана или глухой пробки, циркул ционный клапан дл подачи через него
рабочего агента в соответствующий пласт и турбулизатор потока жидкости, размещенный
между циркул ционным клапаном и вторым пакером, который установлен у нижней
границы перфорационных отверстий, выполненных в обсадной колонне в пределах
разрабатываемого пласта. Количество пакерных секций соответствует количеству
включенных в разработку пластов, а последн по глубине скважины пакерна секци образована между нижним пакером предпоследнего пласта и установленным на конце
хвостовика клапаном однонаправленного действи или глухой пробкой.
В данной компоновке установка и извлечение любого клапана, управление
циркул ционными клапанами каждой пакерной секцией осуществл етс посредством
канатной техники независимо друг от друга. Причем вс компоновка - одна пакерна секци или несколько спускаютс за одну спуско-подъемную операцию.
Целесообразно, чтобы соотношение частот колебаний, создаваемых генераторами
колебаний, расположенными в разных скважинных камерах одной пакерной секции,
отличалось друг от друга на 5-7%. Это соотношение получено экспериментально при
выполнении промысловых экспериментов на нагнетательной скважине.
Предпочтительно выполнение пакера гидравлического действи . Также возможно
выполнение пакера механического действи или селективного типа. Последние не
содержат механических или гидравлических корей и не требуют выполнени процедуры
Страница: 4
DE
RU 2 300 624 C1
5
10
15
20
25
30
35
40
45
50
посадки пакера.
Целесообразно выполнение генераторов колебаний в виде обратных клапанов, частоты
колебаний которых определ ютс массой запорных подвижных элементов и жесткостью
пружин.
Предпочтительно выполнение циркул ционного клапана сдвижного типа.
Изобретение по сн етс чертежом, на котором представлена предлагаема компоновка
НКТ дл заканчивани скважин при многопластовой системе разработки.
Компоновка содержит колонну НКТ 1 с установленным на конце колонны клапаном 2
однонаправленного действи и, по крайней мере, первый спущенный ниже верхнего пласта
пакер 3. Выше первого пакера установлен разъединитель 4 колонны, а между
разъединителем и первым пакером размещено посадочное гнездо 5 дл извлекаемого
обратного клапана, предназначенного дл герметизации трубного пространства
скважинной многопакерной компоновки после отсоединени колонны НКТ от СМК. Ниже
первого пакера 3 расположен второй пакер 6, образующий совместно с первым пакером
пакерную секцию, в которую вход т как минимум две скважинные камеры 7, 8 с
размещенными в каждой из них посадочными узлами дл установки генератора колебаний
9, 10 или съемных клапанов или глухой пробки (не показаны), циркул ционный клапан 11
дл подачи через него рабочего агента в соответствующий пласт и турбулизатор 12
потока жидкости, размещенный между циркул ционным клапаном 11 и вторым пакером 6,
который установлен у нижней границы перфорационных отверстий 13, выполненных в
обсадной колонне 14 в пределах разрабатываемого пласта. Количество пакерных секций
соответствует количеству включенных в разработку пластов, а последн по глубине
скважины пакерна секци расположена между нижним пакером предпоследнего пласта и
установленным на конце хвостовика 15 клапаном 16 однонаправленного действи . Дл соединени пакеров, скважинных камер, циркул ционных клапанов могут использоватьс переводники различных размеров, которые на чертеже не показаны.
Генераторы колебаний 9, 10, расположенные в пакерных секци х, предназначены дл интенсификации процессов, св занных с притоком или закачкой рабочего агента до
проектных значений по одному или нескольким пластам одновременно. В том случае, когда
соотношение частот колебаний, создаваемых генераторами колебаний, расположенными в
разных скважинных камерах каждой пакерной секции, будет отличатьс на 5-7%, амплитуда
суммарного колебани , возникающего при совместной работе генераторов, будет
величиной переменной по времени. Такой режим работы генераторов наиболее
интенсивно вли ет на гидравлические процессы, св занные с притоком или закачкой
рабочего агента. Целесообразно выполнение генератора колебаний в виде
подпружиненного обратного клапана, однако могут быть применены генераторы и других
известных конструкций.
Пакер 3 и остальные пакеры 6 и другие могут быть одного типа или комбинированные,
например селективные, гидравлического, гидромеханического или механического действи (срабатывающие при упоре на забой, повороте колонны труб, от инерционного
воздействи , при подъеме и спуске колонны НКТ, нат жении колонны и др.).
Разъединитель 4 колонны труб может быть гидравлического или механического
действи .
Предпочтительно выполнение пакера гидравлического действи . В этом случае гораздо
проще обеспечить надежную фиксацию пакеров в месте посадки за счет пластового
давлени , действующего внутри компоновки после отсоединени колонны НКТ от СМК.
Также возможно применение пакера механического действи .
Предпочтительно выполнение циркул ционного клапана сдвижного типа. Причем
рассто ние от нижней кромки турбулизатора до верхней кромки перфорационных
отверстий должно быть не менее 2 м.
Работа с описываемой компоновкой производитс следующим образом. В скважину
спускают одну колонну 1 насосно-компрессорных труб с посто нным или переменным
диаметром с установленным на конце колонны 1 клапаном 2 однонаправленного действи Страница: 5
RU 2 300 624 C1
5
10
15
20
25
30
35
40
45
50
или глухой пробкой и, по крайней мере, с одним спущенным ниже верхнего пласта пакером
3, с разъединителем 4 колонны, с установленным ниже разъединител 4 посадочным
гнездом 5 дл сменного (извлекаемого) обратного клапана, предназначенного дл герметизации трубного пространства СМК после отсоединени колонны НКТ от СМК.
Давление внутри компоновки (за счет пластового давлени ) обеспечивает надежную
фиксацию пакеров в месте посадки и позвол ет производить смену НКТ без глушени скважины. Обратный клапан устанавливаетс и извлекаетс при помощи канатной техники.
Ниже пакера 3 спущены, по крайней мере, два посадочных узла 7, 8 в виде скважинных
камер и один циркул ционный клапан 9, например клапан сдвижного типа ("скольз ща муфта"), дл подачи через них рабочего агента соответственно в нижний и/или верхний
пласты, посадки пакера и опрессовки его снизу или сверху. При этом проведение работ
по гидроразрыву пласта, химической, термической, химико-термической обработке пласта
производ т только через циркул ционные клапаны 11 типа "скольз ща муфта", что
гарантирует целостность посадочных узлов съемных клапанов, которые используют только
при закачке рабочих агентов в процессе эксплуатации скважины.
Пакерна секци (одна или несколько) спускаютс за одну спускоподъемную операцию.
В рабочее положение пакера устанавливаютс снизу вверх, т.е. сначала устанавливаютс пакера, наход щиес на наибольшей глубине.
Подобное решение сокращает врем монтажных работ внутрискважинного
оборудовани , увеличивает его надежность.
Значительно повышает эффективность работ по закачке рабочих агентов наличие в
компоновке турбулизатора 12, установленного ниже циркул ционного клапана 11. Выход из него, колонны НКТ, рабочие агенты благодар наличию турбулизатора 12 подвергаютс дополнительному интенсивному перемешиванию, что активизирует их воздействие на
пласт.
Поток жидкости, закачиваемой в пласт, выходит из полости НКТ через циркул ционный
клапан 11, а также через генераторы колебаний 9, 10. В зависимости от выполн емой
технологической операции воздействи на пласт поток жидкости может направл тьс через
генераторы колебаний 9, 10, циркул ционный клапан 11 или через все клапана. В
результате имеет место пульсирующий характер течени потока, интенсифицирующий
воздействие на пласт. Управление клапанами и их замена осуществл етс посредством
канатной техники.
Формула изобретени 1. Скважинна многопакерна установка (СМУ) дл заканчивани скважин при
многопластовой системе разработки, включающа одну колонну НКТ с установленным на
конце колонны запорным элементом и, по крайней мере, первым спущенным выше
верхнего пласта пакером, отличающа с тем, что установленный на конце колонны
запорный элемент выполнен в виде клапана однонаправленного действи , выше первого
пакера установлен разъединитель колонны и размещенное между разъединителем и
первым пакером посадочное гнездо дл извлекаемого обратного клапана,
предназначенного дл герметизации трубного пространства скважинной многопакерной
компоновки после отсоединени колонны НКТ от СМУ, а расположенный ниже первого
пакера второй пакер образует совместно с первым пакером пакерную секцию, в которую
вход т как минимум две скважинные камеры с размещенными в каждой из них
посадочными узлами дл установки генератора колебаний и съемного клапана или глухой
пробки, циркул ционный клапан дл подачи через него рабочего агента в соответствующий
пласт и турбулизатор потока жидкости, размещенный между циркул ционным клапаном и
вторым пакером, который установлен у нижней границы перфорационных отверстий,
выполненных в обсадной колонне в пределах разрабатываемого пласта, при этом
количество пакерных секций соответствует количеству включенных в разработку пластов,
а последн по глубине скважины пакерна секци образована между нижним пакером
предпоследнего пласта и установленным на конце колонны НКТ клапаном
Страница: 6
CL
RU 2 300 624 C1
5
10
15
однонаправленного действи .
2. Скважинна многопакерна установка по п.1, отличающа с тем, что частоты
колебаний, создаваемых генераторами колебаний, расположенными в разных скважинных
камерах одной пакерной секции, отличаютс друг от друга на 5-7%.
3. Скважинна многопакерна установка по п.1, отличающа с тем, что пакер выполнен
гидравлического действи .
4. Скважинна многопакерна установка по п.1, отличающа с тем, что пакер выполнен
механического действи .
5. Скважинна многопакерна установка по п.1, отличающа с тем, что генератор
колебаний выполнен в виде обратного клапана.
6. Скважинна многопакерна установка по п.1, отличающа с тем, что циркул ционный
клапан выполнен сдвижного типа.
7. Скважинна многопакерна установка по п.1, отличающа с тем, что она выполнена в
виде моноблока, спускаемого и извлекаемого из скважины за один рейс.
8. Скважинна многопакерна установка по п.1, отличающа с тем, что рассто ние от
нижней кромки турбулизатора до верхней кромки перфорационных отверстий должно быть
не менее 2 м.
20
25
30
35
40
45
50
Страница: 7
Документ
Категория
Без категории
Просмотров
2
Размер файла
139 Кб
Теги
1/--страниц
Пожаловаться на содержимое документа