Скважинный перфоратор

Скважинный перфоратор (СП) относится к устройствам для перфорации обсадных колонн скважин с целью оптимизации и/или интенсификации притока и добычи флюида.

СП содержит полый корпус с размещенными в нем поршнем-толкателем и механизмом выдвижения из корпуса ножей-дисков и возврата их в корпус в исходное положение. Механизм размещен в продольном окне корпуса перфоратора и представляет собой набор попарно установленных друг за другом пластин с наклонными пазами, в которых установлены оси ножей-дисков, расположенных между пластинами; концы же осей находятся в попарно параллельных косых пазах корпуса перфоратора, по которым ножи-диски с осями выдвигаются из корпуса при перемещении пластин с наклонными пазами; имеется также устройство пружинного возврата в исходное положение механизма выдвижения ножей-дисков. СП содержит гидромониторные форсунки, по две для очистки каждой щели, выполняемой соответствующим форсунке ножом-диском. Форсунки гидравлически сообщены посредством канала с полостью корпуса, а в канале выполнено посадочное седло под запорный шар.

СП отличается от известной конструкции-прототипа исполнением механизмов перемещения дисков-ножей в рабочее положение и обратно, исполнением схемы подвода жидкости к форсункам (минуя полость гироцилиндра), конструкция позволяет иметь модификации с количеством ножей-дисков от одного до шести а также дает возможность создать модификацию с ножами, расположенными в разных плоскостях.

В связи с наличием плоскостного контакта (а не линейного как у других перфораторов) поверхностей клиньев с лысками осей, отсутствию лишних звеньев (коломысел), равномерному распределению усилия поршня-толкателя между всеми ножами-дисками СП обладает повышенными работоспособностью, надежностью, эффективностью и простотой в эксплуатации.

Полезная модель относится к устройствам для создания продольных щелей в стенке обсадной трубы и создания полости в продуктивном пласте-коллекторе за обсадной колонной скважины с целью оптимизации и/или интенсификации притока и добычи флюида, преимущественно многокомпонентной смеси углеводородов, то есть нефти с так называемым попутным газом.

Уровень техники по данному направлению характеризуется целым рядом технических решений, известных из патентной документации: SU 883351 А 23.11.81; SU 1337 А 15.09.87; SU 1668640 A1 07.08.91; SU 1776772 A1 23.11.92; SU 1789674 A1 23.01.93; SU 2043486 C1 10.09.96; SU 2151858 E21B 43/114 2000; RU 2007549 C1 16.02.94; RU 2030563 C1 10.03.95; RU 2038527 C1 27.06.96; RU 2039220 C1 09.07.95; RU 2070279 C1 10.12.96; RU 2070958 C1 27.12.96; RU 2087683 C1 20.08.97; RU 2105137 C1 20.02.98; RU 2129209 C1 20.04.99; RU 2151858 C1 07.12.98; RU 2161697 C2 07.04.99; RU 2180038 C2 22.05.00; RU 2182221 C1 11.04.01; RU 2205941 C1 08.08.01; 2232876 C1 17.12.02; RU 2244806 C1 20.01.05; RU 2247226 C1 15.08.03; RU 2249678 C2 16.06.03; RU 2254451 C1 20.06.05; RU 2256066 C2 12.09.03; RU 2315177 C1 20.01.08; RU 2348797 C1 10.03.09; US 4106561 A 15.08.78; US 4119151 A 10.10.78; US 4220201 A 02.09.80; US 4392527 A 12.07.83; US 4557331 A 10.12.85, причем изначальным мотивом создания и совершенствования устройств и способов подобной перфорации обсадных колонн скважин послужила общеизвестная в металлообработке так называемая «накатка» на поверхности металла более прочными и твердыми роликами (или дисками) рисок или канавок определенной формы и глубины за счет пластической деформации, то есть без снятия металла. Однако при приложении значительных усилий прижатия накатного элемента (ролика или диска с острой кромкой), пластическая деформация металла заканчивается разрушением подвергаемого накатке металлического листа или отрезка трубы по траектории канавки. Этот общеизвестный эффект разрушения трубы, сначала в режиме пластической деформации металла под накатным элементом, а затем в режиме локального разрыва стенки, появления трещины и образования, в итоге, продольной щели на современном этапе развития техники и технологии работ по интенсификации притока признан наиболее эффективным как при освоении впервые вводимой в эксплуатацию скважины, так и при вторичных методах интенсификации добычи нефти из длительно эксплуатируемого фонда скважин.

Следует отметить, что все аналоги заявляемого устройства содержат, как правило, полый корпус, накатной элемент (ролик/диск), механизм перемещения накатного элемента из транспортного положения в рабочее и обратно, механизм нагружения накатного элемента для его вдавливания в стенку трубы при возвратно-поступательных перемещениях перфоратора в обсадной колонне, а также гидравлически сообщаемую с полым корпусом гидромониторную форсунку, ориентированную каналом по плоскости рабочей кромки накатного элемента. Доставка в скважину, приведение в рабочее положение и последующее, после работы, извлечение устройства обратно производится на колонне (сборке) насосно-компрессорных труб (НКТ); по ним же от наземного насосного агрегата высокого давления (порядка десятков МПа) осуществляются: силовое нагружение накатного элемента, штатная циркуляция промывочного агента и обеспечение соответствующего режима истечения последнего из гидромониторной насадки устройства при размыве цементного камня и породы продуктивного пласта за обсадной колонной.

К недостаткам известных технических решений-аналогов должно отнести такие, как, например, недостаточная работоспособность в связи с наличием только одного накатного диска в изделии (патенты РФ 2151858, 2161697, 2180038, 2182221, 2232876); гидромониторные насадки не обеспечивают эффективное разрушение породы за обсадной колонной из-за нерационального их размещения (патенты РФ 2161697, 2180038, 2182221, 2232876, 2247226); конструктивное взаиморасположение (компоновка) узлов и элементов устройства (патенты РФ 2180038, 2247226) не обеспечивает оптимальных параметров накатных дисков, которые должны быть по диаметру практически равны диаметру корпуса, а по толщине рабочей части, внедряемой в тело обсадной трубы, не более 10-15 мм. Кроме того, практически все известные устройства являются устройствами одноразового использования и, после извлечения, идут или в утилизацию (металлолом), или подвергаются подетальной дефектоскопии и переборке в специализированном подразделении соответствующего сервисного центра для исключения производственных рисков и проведения в дальнейшем каких-либо дополнительных и/или дублирующих операций в скважине. Все изложенное связано, соответственно, со значительными материальными затратами и потерей времени, то есть в конечном итоге со снижением конкурентоспособности пользователя.

Наиболее близким техническим решением (прототипом) по совокупности существенных признаков и функциональному предназначению является устройство (RU 2249678 С2 16.06.03), содержащее полый корпус с продольным по диаметральной плоскости вырезом-окном, коромысло с поперечной корпусу осью, два накатных диска, по одному, соответственно, в каждом из концов коромысла, причем последнее состоит из двух взаимопараллельных и скрепленных пластин, между которыми на осях размещены накатные диски. В полом корпусе размещен силовой механизм для выдвижения (поворотом коромысла вокруг оси на некоторый угол) и контакта накатных дисков с обсадной колонной, вдавливания рабочих кромок последних в обсадную трубу в зоне перфорации и для возврата коромысла с накатными дисками в штатное транспортное положение вдоль корпуса. Этот механизм состоит из соосного корпусу поршня со штоком, оканчивающимся в вырезе-окне корпуса клиновидным вилкообразным элементом, охватывающим верхний накатный диск, а клиновой поверхностью контактирующий с концевой частью коромысла. Шток этого механизма имеет центральный канал с седлом под сбрасываемый с поверхности запорный шар, а также две гидромониторные насадки, сообщенные, каждая, своим каналом в теле штока с надпоршневой частью полости корпуса. Корпус, соответственно, снабжен присоединительной резьбой для подвешивания перфоратора на колонне НКТ, а его полость сообщена при этом с полостью колонны.

К недостаткам известного перфоратора можно отнести то, что характер контакта клина с коромыслом является линейным, т.е. площадь контакта мала и в этом месте наблюдается ускоренный износ; так же недостатком этой схемы является то, что усилие на ножи-диски распределяется не равномерно, в результате чего не происходит одновременного прорезания щелей в обсадной трубе, а это увеличивает время перфорации; еще одним недостатком одно и двухдисковых перфораторов является то, что при наличии в стенке обсадной трубы скважины отверстий, разрывов может происходить в процессе перфорации поломка ножа-диска из-за его резкого проваливания в эти отверстия.

Технической задачей полезной модели, то есть требуемым техническим результатом предлагаемого устройства, является повышение потребительских свойств известной конструкции путем оптимизации его узлов и деталей, их взаимосвязей при повышении надежности работы и большем удобстве эксплуатации.

Поставленная задача решена тем, что известный перфоратор, содержит полый корпус с размещенными в нем поршнем-толкателем, выдвижными, из корпуса, накатными ножами-дисками для создания продольных щелей в обсадной колонне, каждый из которых позиционирован в корпусе по его диаметральной плоскости, причем ножи-диски установлены между ползунами-клиньями с наклонными пазами, в которых установлены оси ножей-дисков; концы же осей находятся в попарно параллельных косых пазах корпуса перфоратора, по которым ножи-диски с осями выдвигаются из корпуса при силовом перемещении ползунов-клиньев; имеется устройство пружинного возврата в исходное положение механизма выдвижения ножей-дисков, а также гидромониторные форсунки, по две на каждую щель, для разрушения и удаления металлической стружки и раскрошенного заколонного материала, сообщенные каналом с полостью корпуса перфоратора, а в канале выполнены посадочные седла под запорные шары, причем одно седло размещено в верхней части корпуса, а другое, служащее для перекрытия промывочного канала - в поршне-толкателе за гидромониторными форсунками.

Сопоставительный анализ предлагаемого перфоратора, как совокупности существенных признаков (в том числе и отличительных), с решениями, известными из нормативно-технической и патентной документации, позволяет утверждать, что объект соответствует всем критериям полезной модели, то есть критериям «новизна» и «промышленная применимость».

На графических материалах приведены, соответственно, на фигуре 1 - общий вид перфоратора, с двумя продольными разрезами по диаметральной плоскости, с исходным (транспортным) положением накатных ножей-дисков; на фигуре 2 - то же общий вид, но с положением накатных ножей-дисков перфоратора в конце процесса формирования щелей в обсадной колонне; на фигуре 3 - поперечное сечение по А-А (увеличено).

Перфоратор (см. фиг 1 и 2) состоит из полого корпуса 1 с размещенным в нем поршнем-толкателем 2 и механизмом выдвижения ножей-дисков, включающий в себя ползуны-клинья 3, ножи-диски 4 и их оси 5, устройства возврата в исходное положение, в состав которого входит пружина 6 и толкатель 7; четырех гидромониторных форсунок 8 в теле нижнего поршня-толкателя 2, гидравлически сообщенных посредством канала 9 с надпоршневыми полостями корпуса, посадочных седел 10, 11 под сбрасываемые с наземной поверхности шары 12, 13 (посадочное седло 11 размещено в верхней части корпуса, а седло - в центральном канале 9 нижнего поршня-толкателя 2). Под верхним поршнем 14 размещена пружина сжатия 15 цилиндрической навивки, являющиеся механизмом возврата поршней 2 и 14 в исходное положение в корпусе 1. В нижней части корпуса выполнен канал 16 для беспрепятственного оседания продуктов перфорации на забой скважины.

Перфоратор работает следующим образом. Подвешенный, посредством соединительной резьбы корпуса на нижнюю трубу колонны насосно-компрессорных труб (НКТ), перфоратор размещают в зоне перфорируемой обсадной трубы скважины. Поскольку на обоих концах перфоратора имеются центрирующие элементы, то перфоратор позиционируется практически коаксиально обсадной трубе с незначительным зазором/люфтом. Осуществляют прямую промывку/циркуляцию по стволу через центральный канал перфоратора, при этом противодействие пружины сжатия между корпусом и поршнем и пружины возврата механизма выдвижения ножей удерживают этот механизм на месте, так как существующего гидравлического сопротивления центрального канала перфоратора заведомо недостаточно. Для вывода накатных ножей - дисков из окна корпуса в рабочее положение центральный канал перфоратора перекрывают первым сбрасываемым запорным шаром, который садится в седло, выполненное в центральном канале нижнего поршня за отводными каналами на гидромониторные форсунки (см. фиг.2). При закрытом центральном канале увеличивают подводимую к перфоратору гидравлическую энергию, и ползуны-клинья под силовым воздействием поршня-толкателя, опускающегося в корпусе, выводит накатные ножи-диски из окна до контакта их рабочих кромок с перфорируемой трубой и нагружает ножи-диски нормальным к стенке обсадной трубы усилием вдавливания. Накатные ножи-диски начинают формировать две диаметрально противоположные щели при возвратно-поступательных перемещениях колонны НКТ, при этом процесс перфорации характеризуется стабильностью нагрузки на ножи-диски в пределах, установленных режимом подачи гидравлической энергии к перфоратору и режимом его возвратно-поступательных перемещений, характеризуемых их амплитудой, скоростью движения и тяговым усилием на крюке наземного агрегата. Факт состоявшегося выхода дисков перфоратора за пределы обсадной колонны, то есть факт образования щелей достоверно и однозначно регистрируется диаграммой записи давления закачки жидкости и диаграммой записи усилия на подвеске колонны НКТ в режиме реального времени. Жесткое позиционирование перфоратора в колонне обеспечивает безусловный и практически одновременный выход обоих накатных ножей-дисков в созданные ими щели до упора ступиц в стенку обсадной трубы. Перемещением перфоратора по стволу осуществляют гидромониторное разрушение цементного камня и горной породы за обсадной колонной, после чего снимают избыточное давление в колонне НКТ, расхаживают последнюю до возвращения ползунов-клиньев с накатными ножами-дисками в их транспортное положение в корпусе перфоратора, что легко отслеживается по показаниям индикатора веса на крюке наземного агрегата. Далее следует извлечение колонны НКТ из скважины, диагностика состояния узлов и элементов перфоратора и подготовка последнего к дальнейшей эксплуатации.

Следует отметить, что в практике работ по освоению скважин появилась тенденция не поднимать перфоратор, оставляя его на конце колонны НКТ, если скважина после перфорации обеспечивает добычу нефти в режиме фонтанирования. В этом случае и разработчик, и изготовитель подобных изделий заинтересован в их максимальном упрощении и удешевлении при обеспечении одноразового, но надежного, срабатывания.

Конкретным вариантом реализации перфоратора может служить разработанная заявителем конструкция со следующими параметрами (на примере устройства для работы в обсадной колонне из труб диаметром 146 мм по ГОСТ 632-86):

1. Скважинный перфоратор, содержащий полый корпус с размещенными в нем поршнем-толкателем, выдвижные из корпуса накатные ножи-диски для создания продольных щелей в обсадной колонне, каждый из которых позиционирован в корпусе по его диаметральной плоскости, механизм выдвижения из корпуса ножей-дисков и возврата их в корпус в исходное положение после завершения перфорации, а также гидромониторные форсунки для разрушения и удаления металлической стружки и раскрошенного заколонного материала, сообщенные каналами с полостью корпуса, отличающийся тем, что механизм выдвижения и возврата ножей-дисков выполнен в виде находящегося в корпусе перфоратора набора ползунов-клиньев с выполненными в них наклонными пазами, через которые пропущены оси накатных ножей-дисков, концы которых (осей) находятся в косых пазах корпуса перфоратора, по которым оси перемещаются при выдвижении ножей-дисков из корпуса вследствие взаимодействия осей с наклонными пазами ползунов-клиньев, рабочее перемещение которых производится при помощи поршня-толкателя, возврат при помощи установленной в нижней части перфоратора пружины.

2. Скважинный перфоратор по п.1, отличающийся тем, что может иметь от одного до шести режущих ножей-дисков.

3. Скважинный перфоратор по п.1, отличающийся тем, что на каждый нож-диск имеется своя пара ползунов-клиньев.