Селектор притока нефти и воды в горизонтальных скважинах
Изобретение относится к нефтедобывающей отрасли и может найти применение на новых горизонтальных скважинах и на реконструируемых скважинах путем зарезки бокового ствола с горизонтальным окончанием. Селектор притока нефти и воды содержит цилиндрический корпус с рядом сквозных фильтрационных отверстий, толстостенную втулку с эксцентричным по оси проходным каналом. Втулка содержит по меньшей мере одну радиальную цилиндрическую камеру с запираемым циркуляционным отверстием под запорный шар. Шар выполнен с плотностью меньшей, чем плотность воды, но больше плотности нефти. Достигается технический результат – предотвращение попадания подстилающей пластовой воды в полость скважины. 3 ил.
Изобретение относится к нефтедобывающей отрасли и может найти применение на новых горизонтальных скважинах и на реконструируемых скважинах путем зарезки бокового ствола с горизонтальным окончанием.
Главной задачей изобретения является внедрить технологию, обеспечивающую снижение себестоимость добычи каждой тонны нефти за счет энергосбережения и сокращения капитальных затрат на промысловую инфраструктуру и оборудование. Результат предполагается достичь за счет исключения попадания подстилающей пластовой воды в полость скважин. Таким образом, на поверхность предполагается поднимать только безводную нефть.
Основным узлом в такой технологии является селектор притока жидкости в полость горизонтальной скважины, пропускающий только нефть, но автоматически закрывающийся при подтягивании воды.
Размещение нескольких таких селекторов в горизонтальной части ствола на разных участках колонны хвостовика, разделенных заколонными набухающими пакерами, позволит осуществлять эксплуатацию скважины только с тех участков, где в притоке нет воды. На тех же участках, где ствол скважины будет находиться ниже водонефтяного контакта (ВНК), или, через какое-то время, окажется ниже ВНК, а также на участках, против которых будут образовываться конусы прорыва воды, селекторы перекроют приток. Причем во втором случае, когда «водяной конус» под действием гравитации рассосется, селектор может опять автоматически открыться притоку чистой нефти на данном участке (см. фиг. 1 и фиг. 2)
Известны устройства регулирования и контроля притока флюида в горизонтальных скважинах. Они работают на принципе разности вязкостей и плотностей, воды и нефти. Следовательно, в этих средах будут разные значения гидравлических сопротивлений при движении жидкостей, а также скоростей потоков.
Например, известно устройство автоматического скважинного клапана AICV, производства компании InflowControlAS. Принцип его работы основан на разности вязкости воды и нефти. Когда к клапану подступает нефть, он открывается. Когда к скважине начинает подходить вода он закрывается вследствие его меньшей вязкости. Устройство является саморегулируемым, не требуется связи с поверхностью специальной аппаратурой контроля. (Антоненко Д.А и др., Нефтяное хозяйство. 2007 г. №11, с. 84-87). Недостатком устройства является сложность настройки и отсутствие надежности правильной работы. Кроме этого устройство позволяет лишь ограничивать приток воды.
Известно устройство регулирования притока пластовой жидкости при эксплуатации горизонтальной скважины (патент RU 166287 U1). Работа его основана на принципе золотника, т.е. регулирования (закрытия, открытия) в зависимости от скоростей потока. (опубликовано 20.11.2016 г.). Недостатком устройства является малые размеры пружинно поршневого механизма, возможное попадание и влияние мелких частиц на надежность правильной работы. Устройство позволяет лишь ограничивать приток воды.
Наиболее близким к изобретению по технической сущности, достигаемому результату, является система контроля притока OilSelector™ фирмы Halliburton, которая выбрана автором за прототип. В селекторе используется принцип нейтральной плавучести шариков в воде. Шарики размещают в заколонном пространстве. Во время притока чистой нефти к селектору, шарики свободно плавают. Как только подтягивается вода шарики перекрывают циркуляционные отверстия, выполненные по окружности корпуса селектора. Приток флюида таким образом не поступает в полость скважины. (easywell@halliburton.com). Недостатком устройства является ограниченность в объеме заколонного пространства из-за малых зазоров. Например, при даже небольшой эксцентричности корпуса относительно стенок ствола скважины, часть отверстий не смогут перекрываться плавучими шариками. Диаметры шариков также ограничены по размерам. Не исключается возможность их потери в стволе, или сосредоточение их в кучу.
Поставленная задача достигается тем, что разработанный селектор нефти и воды в горизонтальных скважинах (селектор НВГС) будет надежно, в автоматическом режиме контролировать приток из затрубного пространства в полость скважины, свободно пропуская нефть и немедленно закрываться при подтягивании пластовой воды.
Представляемый селектор притока НВГС (фиг. 3) выполняется в виде патрубка, включаемого в состав компоновки хвостовика 1. Состоит из корпуса 2 с множеством сквозных фильтрационных отверстий 3 малого сечения. Внутри корпуса размещается толстостенная втулка 4, имеющая наружный диаметр по концам, соответствующий внутреннему диаметру корпуса 2. Осевая линия основного циркуляционного канала 5 втулки 4 не совпадает с осевой линией самой втулки таким образом, чтобы наименьшая толщина стенки втулки была не менее 2 мм. А наибольшая толщина стенки (напротив наименьшей) составляла бы не менее 30 мм. Диаметр проходного канала 5 втулки 4 выполняется не менее 40 мм, для возможности прохождения через селектор, во время ремонтных работ на скважине, гибкой НКТ. В утолщенной части втулки 4 размещают радиальные цилиндрические камеры 6, (по меньшей мере одну), под запорные шары 7 с нейтральной объемной плотностью, по величине, ниже плотности воды, но выше плотности нефти (≈0,9÷0,95 гс/см3). Размеры шаров 7 соответствуют свободному перемещению в камере 6, с возможностью запирания их циркуляционного отверстия 8 шарами 7. Втулка 4 в центральной ее части имеет уменьшенный наружный диаметр для образования проточной полости 9. На концах втулки размещают радиальные и торцевые уплотнения 10, выполняющих, в том числе, функцию подшипника скольжения.
Принцип работы селектора следующий. По окончании бурения горизонтального ствола скважины, собирают не цементируемый хвостовик 1. В состав компоновки хвостовика включают селектор НВГС (по крайней мере один). После спуска хвостовика 1 до проектной глубины, т.е. после попадания селектора в горизонтальную часть ствола, втулка селектора 4 автоматически, по закону гравитации, как «ванька-встанька», непременно и окончательно займет позицию утолщенной частью вниз, а циркуляционные отверстия 8, соответственно, сверху. Причем, до тех пор, пока окружающая среда в камерах 6 втулки 4, будет водной, шарики 7 будут закупоривать отверстия 8 в камерах 6. Постепенно и неотвратимо, нефть из пласта (пока ВНК находится ниже уровня селектора) будет подтягиваться под шарики, обтекать их, и поступать в скважину. Затем, в расчетном режиме щадящей депрессии организовывают непрерывный приток в скважину безводной нефти. И, впоследствии, когда в притоке флюида снова появится вода, селектор автоматически закроется, отключая данный участок ствола скважины из добычи.
Краткое описание чертежей.
На фиг. 1 изображен разрез горизонтальной части скважины, обсаженной не цементируемым хвостовиком из сплошных обсадных труб, в составе которого монтируются (до несколько десятков) селекторов притока нефти и газа через определенные интервалы, например через каждые две обсадных трубы хвостовика, в их стыке. При этом, в другом стыке обсадных труб, монтируется набухающий заколонный пакер (патрубок). Хвостовик укомплектовывают башмаком и подвеской хвостовика с пакером. Ствол скважины во время бурения по объективным причинам сделать идеально ровным и горизонтальным выдержать невозможно, тем не менее, его стараются расположить ниже кровли продуктивного пласта, но выше предполагаемой линии ВНК.
На фиг. 2 изображен разрез горизонтальной части скважины, показанной на фиг. 1, в процессе эксплуатации скважины с учетом выработки запасов, и соответственного снижения уровня ВНК, а также отображены возможные образования конусов прорыва притоков воды. На фиг. 3 показан селектор притока НВГС. Его выполняют в виде патрубка диаметром (90÷150 мм), длиной от 0,5 до 2-х метров. Селектор состоит из корпуса 2 с множеством сквозных фильтрационных отверстий 3 малого сечения. Внутри корпуса размещается толстостенная втулка 4, имеющая наружный диаметр по концам, соответствующий внутреннему диаметру корпуса 2. Осевая линия основного циркуляционного канала 5 втулки 4 не совпадаете осевой линией самой втулки таким образом, чтобы наименьшая толщина стенки втулки была не менее 2 мм. А наибольшая толщина стенки (напротив наименьшей) составляла бы не менее 30 мм. Диаметр проходного канала 5 втулки 4 выполняется не менее 40 мм, для возможности прохождения через селектор, во время ремонтных работ на скважине, гибкой НКТ. В утолщенной части втулки 4 размещают радиальные цилиндрические камеры 6, (по меньшей мере одну), под запорные шары 7 с нейтральной объемной плотностью, по величине, ниже плотности воды, но выше плотности нефти (≈0,9÷0,95 гс/см3). Размеры шаров 7 соответствуют свободному перемещению в камере 6, с возможностью запирания их циркуляционного отверстия 8 шарами 7. Втулка 4 в центральной ее части имеет уменьшенный наружный диаметр для образования проточной полости 9. На концах втулки 4 размещают радиальные и торцевые уплотнения 10, выполняющих, в том числе, функцию подшипника скольжения.
Селектор притока нефти и воды в горизонтальных скважинах, включаемый в колонну хвостовика, отличающийся тем, что в его цилиндрическом корпусе есть ряд сквозных фильтрационных отверстий, а во внутренней полости корпуса размещают толстостенную втулку с эксцентричным по оси проходным каналом, причем в утолщенной части втулки выполняют по меньшей мере одну радиальную цилиндрическую камеру с запираемым циркуляционным отверстием под запорный шар плотностью по величине меньшей, чем плотность воды, но больше плотности нефти, который будет перемещаться в камере вертикально только под действием сил гравитации.
