Фильтр гравитационно-инерционный для установки электроприводного центробежного насоса

Изобретение относится к нефтяной промышленности, а именно к оборудованию нефтяных скважин, и может быть использовано в составе скважинного оборудования для фильтрации скважинной жидкости от механических примесей для повышения эффективности добычи нефти в осложненных геологических условиях и для очистки извлекаемого флюида на приеме насоса ЭЦН. Фильтр содержит фильтрующую секцию. Секция состоит из корпуса и внутренней трубы, установленной коаксиально внутри корпуса, с образованием полости между корпусом и трубой. Секция фильтра содержит щели-уловители. Щели-уловители установлены в верхней части внутренней трубы, с вырезами, направленными против часовой стрелки. Секция фильтра содержит систему лопастей завихрения, расположенную во внутренней трубе. Система лопастей завихрения выполнена в виде трех рядов лопастей завихрения, расположенных во внутренней трубе на равноудалённых друг от друга расстояниях. Лопасти завихрения каждого ряда системы лопастей установлены под углами к вертикальной оси в 10° или в 20° и в 30° и направлены по часовой стрелке. Повышается эффективность очистки извлекаемого флюида и защиты рабочих органов насоса. 5 з.п. ф-лы, 4 ил.

 

Изобретение относится к нефтяной и газовой промышленности и может быть использовано для интенсификации добычи пластового флюида и приемистости рабочего агента при вторичном вскрытии скважин перфорацией для увеличения коэффициента извлечения нефти или коэффициента извлечения газа.

Известен способ интенсификации добычи флюида из скважины (патент RU №2224093, МПК Е21В 43/11, опубл. 20.02.2004 Бюл. № 5), включающий вторичное вскрытие скважины выполнением в ней перфорационных каналов диаметром, глубиной и их плотностью, обеспечивающих получение запланированного дебита, при этом для обеспечения максимального дебита флюида из скважины длину перфорационного канала выполняют из условия его выхода за пределы загрязненной призабойной зоны пласта и включения в работу пластового давления, а диаметр перфорационного канала - из условия устойчивой от засорения работы и самоочистки этого канала под действием пластового давления, при этом плотность перфорационных каналов принимают из условия расчетного равенства или превышения суммарной внутренней площади стенок и дна этих каналов, формируемых по традиционной технологии с диаметром канала 10 мм, его длиной от 350 мм и плотностью 10 каналов на 1 м длины колонны.

Недостатками данного способа являются узкая область применения из-за принятия в расчет только суммарной внутренней площади стенок и дна перфорационных каналов без учета гидродинамических сопротивлений в самой скважине, перфорация идет без учета формы и искривлений ствола скважины, что значительно снижает эффективность реализации способа, при этом способ предназначен только для добывающих скважин с расположением входа насоса в горизонтальных или наклонных скважинах только со стороны устья.

Наиболее близким по технической сущности является способ заканчивания скважины (патент RU №2645054, МПК Е21В 43/10, опубл. 15.02.2018 Бюл. № 5), включающий предварительное определение физических и реологических параметров флюида в пластовых условиях с учетом его состава, размещение в стволе скважины в интервале продуктивного пласта перфорированного хвостовика, причем передача физических и реологических параметров флюида осуществляется в режиме ''online'', расчет перфорации хвостовика производится в режиме реального времени по разработанной математической программе, при этом выполняются следующие условия - хвостовик предварительно условно разбивается на отдельные участки, длина которых определяется в соответствии с параметрами зон проницаемости пласта, объем нефти, поступающей внутрь хвостовика, на каждом участке одинаков, тем самым обеспечивается равномерное распределение всасывания нефти по всей длине хвостовика, затем определяется площадь перфорации каждого участка хвостовика и соответственно количество сквозных перфорированных отверстий, изготавливается хвостовик, состоящий из участков с различной плотностью перфорации, на которых закрепляются фильтрующие элементы, затем хвостовик в сборе с фильтрующими элементами устанавливается в стволе скважины в интервале продуктивного пласта, при этом учитывается расположение входа насоса в горизонтальных или наклонных скважинах только со стороны устья.

Недостатками данного способа являются узкая область применения из-за осуществления только при помощи готового заранее перфорированного хвостовика (хвостовик - служит для перекрытия некоторого интервала в стволе скважины; верхний конец колонны не достигает поверхности и размещается внутри расположенной выше обсадной колонны), исключающего его цементирование и уменьшающего проходное сечение скважины, строительство скважины и перфорации проводят без учета формы и искривлений ствола скважины, что значительно снижает эффективность реализации способа, сложность реализации из-за выбора перфорации хвостовика, исходя из программы, оценивающей только начальные показатели без изменений параметров в ходе эксплуатации скважины, при этом способ предназначен только для добывающих скважин с расположением входа насоса в горизонтальных или наклонных скважинах только со стороны устья.

Технической предполагаемого изобретения является расширение функциональных возможностей за счет реализации и в нагнетательных скважинах, которые строят в виде восходящих или нисходящих окончаний стволов, находящихся в продуктивном пласте, исключающих одновременные нисходящие или восходящие локальные участки соответственно, и обсаживают эксплуатационной колонной по всей длине без уменьшения проходного сечения скважины, причем вторичное вскрытие проводят после обсаживания эксплуатационной колонны по всей длине восходящего или нисходящего ствола с различной плотностью, при этом перфорацию проводят с учетом возможности расположения интервала отбора или закачки в любом месте восходящего или нисходящего ствола скважины.

Техническая задача решается способом строительства скважины, включающим бурение скважины в продуктивном пласте по восходящей или нисходящей траектории ствола, спуск и цементирование эксплуатационной колонны, предварительное определение физических и реологических параметров флюида в пластовых условиях с учетом его состава, вторичное вскрытие пласта с различной плотностью перфорации, обеспечивающей равномерное распределение перепада давлений по всей длине восходящего или нисходящего участка скважины между пластом и внутрискважинным пространством.

Новым является то, что что восходящие или нисходящие окончания стволов в продуктивном пласте бурят под углом исключающим для соответствующих окончаний стволов локальные нисходящие или восходящие участки, при этом эксплуатационную колонну устанавливают на всю длину скважины с последующим обсаживанием, а скважину используют и как нагнетательную, причем перфорацию проводят после обсаживания скважины при помощи перфораторов или бесперфораторным способом с учетом выбранного интервала всасывания или нагнетания в восходящем или нисходящем стволе скважины.

Новым является также то, что бесперфораторное вскрытие восходящего или нисходящего окончания ствола скважины проводят при помощи сбивных полых заглушек или втулок с кислоторастворимыми заглушками.

Новым является то, что интервал всасывания или нагнетания в восходящем или нисходящим окончании ствола скважины располагают в зоне пласта с наименьшей проницаемостью.

Способ реализуется в следующей последовательности.

Известно, что при строительстве скважин ее ствол только условно принято считать прямолинейным (вертикальным, горизонтальным, условно вертикальным и др.), на самом деле ствол с переделенным шагом (для месторождений Республики Татарстан шаг составляет 50-80 м) отклоняется от заданного направления в ту или другую сторону (для месторождений Республики Татарстан отклонение составляет до 5 м). С учетом использования скважин малого диаметра (для эксплуатационных колонн диаметром не более 114 мм). Для обеспечения гарантированного отсутствия естественных газовых гидрозатворов (так как флюид в скважине чаще всего содержит несколько фаз) на месторождений Республики Татарстан для исключения:

нисходящих участков для восходящего ствола скважины зенитный угол должен быть не менее 95°;

восходящих участков для нисходящего ствола скважины зенитный угол должен быть не более 85°.

С учетом скважин с эксплуатационными колоннами диаметром не менее 146 мм на месторождений Республики Татарстан для исключения:

нисходящих участков для восходящего ствола скважины зенитный угол должен быть не менее 93°;

восходящих участков для нисходящего ствола скважины зенитный угол должен быть не более 87°.

При этом второе ограничение по наклону ствола скважины также принимается из учета получения максимально возможного охвата воздействием из скважины на вскрываемый этим стволом продуктивный пласт.

Для других месторождений и других параметрах скважин это значение зенитного угла для ствола скважины может меняться.

Исходя из полученных данных бурится скважина с восходящими или нисходящими окончаниями стволов под с выбранным зенитным углом в продуктивном пласте с определением физических и реологических параметров флюида в пластовых условиях с учетом его состава. Предварительно определяют интервал отбора продукции пласта или нагнетания рабочего вытесняющего агента, исходя из этого определяют необходимую плотность вторичного вскрытия с учетом проницаемости по длине наклонного окончания ствола и гидродинамических потерь по его длине (см. Особенности характера течения флюидов в горизонтальных скважинах по данным глубинных исследований: автореферат дис. … кандидата технических наук : 25.00.17 / Назимов Нафис Анасович; [Место защиты: Татар. науч.-исслед. и проек. ин-т нефти]. - Бугульма, 2007. - 26 с.). Рекомендуется выбирать интервал для всасывания продукции или нагнетания рабочего агента зону пласта с наименьшей проницаемостью (при наличии) для обеспечения в ней максимального перепада давлений между пластом и внутрискважинным пространством для обеспечения более эффективного охвата пласта. После бурения в скважину спускают обсадную эксплуатационную колонну труб до забоя с последующим обсаживанием (цементированием) и технологической выдержкой. Это обеспечивает одинаковый внутренний диаметр без сужений и исключает заколонные перетоки жидкости, которые значительно ухудшают распределение давлений по длине наклонного окончания ствола скважины.

Для вскрытия при помощи перфоратора (кумулятивного или гидромеханического) его спускают в скважину с привязкой к интервалу вскрытия в наклонном стволе скважины и производят последовательное вскрытие с ранее выбранной плотностью. На виды кумулятивных перфораторов (см патенты RU на ПМ №70929, ИЗ №2656262 и т.п.) и гидромеханических перфораторов (см патенты RU на ПМ №№142116, 178557 и т.п.) автор не претендует.

Для бесперфораторного вторичного вскрытия обсадную колонну перед спуском могут оснащать сбивными полыми заглушками или втулками с кислоторастворимыми заглушками с ранее выбранной плотностью. После технологической выдержки пласт вскрывают механически (сбиванием внутренней части полых заглушек) или химически (растворением кислотой заглушек во втулках). На форму и способы вскрытия полых заглушек (см патенты RU №№2137911, 2182650, 2200230, 2439309 и т.п.) и втулок с кислоторастворимыми заглушками (патенты RU на ПМ №174918, на ИЗ №№2109128, 2375555 и т.п.) автор не претендует.

Для добычи продукции в скважину спускают насосное оборудование с входом выбранном в интервале всасывания и запускают в работу для отбора продукции пласта. За счет выбранной плотности вскрытия с учетом размещения входа насосного оборудования в интервале всасывания и гидродинамических потерь по длине наклонного ствола скважины обеспечивается максимально возможный ровный фронт депрессии на пласт по всей длине, что увеличивает охват пласта и эффективность отбора продукции. Как показали испытания коэффициент извлечения нефти (КИН) вырос на 3-7% без дополнительных затрат по сравнению с наиболее близким аналогом.

Для нагнетания рабочего агента в пласт спускают технологическую колонну с окончанием в заранее определенный интервал ствола в продуктивном пласте. За счет выбранной плотности вскрытия с учетом размещения выхода технологической колонны в интервале нагнетания и гидродинамических потерь по длине наклонного ствола скважины обеспечивается максимально возможный ровный фронт компрессии из скважины на пласт по всей длине без дополнительных затрат, что увеличивает охват пласта вытеснением. Экономия составила до 20% по сравнению с аналогичными нагнетательными скважинами на том же месторождении.

Предлагаемый способ строительства скважины позволяет расширить функциональные возможности за счет реализации и в нагнетательных скважинах, которые строят в виде восходящий или нисходящих стволов, исключающих нисходящие или восходящие участки соответственно, и обсаживают эксплуатационной колонной по всей длине без уменьшения проходного сечения скважины, обеспечить вторичное вскрытие после обсаживания эксплуатационной колонны по всей длине восходящего или нисходящего ствола с различной плотностью с учетом возможности расположения интервала отбора или закачки в любом выбранном месте восходящего или нисходящего ствола скважины.

1. Фильтр гравитационно-инерционный, содержащий

по меньшей мере одну фильтрующую секцию, состоящую из корпуса и внутренней трубы, установленной коаксиально внутри корпуса, с образованием полости между корпусом и трубой;

щели-уловители, выполненные в верхней части внутренней трубы, с лепестками, направленными против часовой стрелки;

систему лопастей завихрения, расположенную во внутренней трубе,

при этом система лопастей завихрения выполнена в виде трех рядов лопастей завихрения, расположенных во внутренней трубе на равноудалённом друг от друга расстоянии,

причем лопасти завихрения всех рядов системы лопастей установлены под углом к вертикальной оси в 10° или в 20° или в 30° и направлены по часовой стрелке.

2. Фильтр по п.1, отличающийся тем, что фильтр гравитационно-инерционный выполнен в виде трех фильтрующих секций, при этом в одной секции устанавливается только один угол лопастей завихрения, расположенных в следующем порядке:

нижняя секция оборудована завихрителями с лопастями, установленными под углом к вертикальной оси в 10°;

средняя секция оборудована завихрителями с лопастями, установленными под углом к вертикальной оси в 20°;

верхняя секция оборудована завихрителями с лопастями, установленными под углом к вертикальной оси в 30°.

3. Фильтр по п.1, отличающийся тем, что корпус выполнен в виде трубы.

4. Фильтр по п.1, отличающийся тем, что полость между корпусом и внутренней трубой является контейнером-накопителем для накопления механических примесей, отделяемых от потока пластовой жидкости.

5. Фильтр по п.1, отличающийся тем, что система лопастей завихрения и щелей-улавливателей выполнены из высокопрочной стали.

6. Фильтр по п.1, отличающийся тем, что сверху фильтра установлен манжетный узел, выполненный с возможностью исключения поступления жидкости к насосу минуя фильтр.