Устройство для отделения песка от пластового флюида в скважине при ее эксплуатации

 

Изобретение относится к области эксплуатации скважин различного назначения, преимущественно нефтяных, осложненных пескопроявлением, и предназначено для очистки пластового флюида от песка. Обеспечивает повышение надежности работы устройства за счет его упрощения, обеспечение более равномерного заполнения карманов и увеличение межремонтных сроков работы скважины с надежной очисткой пластовой жидкости от песка. Сущность изобретения: устройство включает приемную колонну, размещенную под приемом глубинного насоса или лифтовой колонной. По длине приемной колонны установлены песочные карманы. Каждый из песочных карманов образован внутренней поверхностью приемной колонны, внешней поверхностью втулки, размещенной внутри приемной колонны, и перемычкой. Последняя жестко связывает нижнюю часть внешней поверхности втулки с внутренней поверхностью приемной колонны. Длина каждой из втулок составляет 0,3-0,75 расстояния между перемычками. Проходной канал каждой из втулок больше приемного канала глубинного скважинного насоса, составляет 0,2-0,8 внутреннего диаметра подъемной колонны и содержит средство для обеспечения вращения потока пластовой жидкости. 19 з.п. ф-лы, 1 ил.

Изобретение относится к области эксплуатации скважин различного назначения, и преимущественно, нефтяных, газовых и водяных скважин, осложненных пескопроявлением, и предназначено для очистки пластового флюида, жидкости или газа от песка.

Очистка пластового флюида от песка необходима для защиты скважинного оборудования, например глубинного скважинного насоса в нефтяных и водяных скважинах или регулирующих и запорных устройств в газовых скважинах. Для этого применяют специальные устройства для осаждения песка, так называемые песочные якори. Пластовый флюид, например нефть, со взвешенными частицами песка поступает в устройство для отделения песка, где песок осаждается. Очищенный от взвеси песка пластовый флюид поступает на прием глубинного насоса и не создает условий его износа за счет эрозии.

Известно устройство для отделения песка от пластового флюида в скважине при ее эксплуатации, включающее приемную колонну труб, размещенную под приемом глубинного насоса, и песочный карман (см., например, а.с. СССР №235676, кл. Е 21 В 43/38, 16.06.1969).

Известное устройство предусматривает выполнение его элементов с возможностью поворота потока пластового флюида, за счет чего песок, содержащийся в этом флюиде, выпадает в карман.

Недостатком известного устройства является ограниченность объема песочного кармана, а также необходимость выполнения устройства с большими поперечными габаритами, что ограничивает возможность его применения в ряде скважин.

Известно устройство для отделения песка от пластового флюида в скважине при ее эксплуатации, включающее приемную колонну, размещенную под приемом глубинного насоса, и последовательно установленные по длине приемной колонны песочные карманы (см., например, а.с. СССР №313961, кл. Е 21 В 43/38, 10.12.1971).

Это устройство имеет уже значительно больший резерв объема песочных карманов и может обеспечить значительно большее время очистки пластового флюида от песка. Однако в этом устройстве не решена проблема с его поперечными габаритами. Другой проблемой известного устройства является неравномерность заполнения песком карманов. Отсюда время очистки пластового флюида определяется, по существу, временем заполнения одного из карманов.

Техническим результатом изобретения является повышение надежности работы устройства за счет его упрощения, обеспечение более равномерного заполнения карманов и увеличение межремонтных сроков работы скважины с надежной очисткой пластовой жидкости от песка.

Необходимый технический результат достигается тем, что устройство для отделения песка от пластового флюида в скважине при ее эксплуатации включает приемную колонну, размещенную под приемом глубинного насоса или лифтовой колонны, и последовательно установленные по длине приемной колонны песочные карманы, каждый из которых образован внутренней поверхностью приемной колонны, внешней поверхностью патрубка, размещенного внутри приемной колонны, и перемычкой, жестко связывающей нижнюю часть внешней поверхности патрубка с внутренней поверхностью приемной колонны, при этом длина каждого из патрубков составляет 0,3-0,75 расстояния между перемычками, а проходной канал каждого из патрубков не меньше приемного канала глубинного насоса или лифтовой колонны, составляет 0,2-0,8 внутреннего диаметра приемной колонны и содержит средство для вращения потока пластового флюида.

Кроме того:

патрубки с перемычками размещены по длине приемной колонны с одинаковым шагом;

патрубки с перемычками размещены по длине приемной колонны с разным шагом;

шаг размещения патрубков с перемычками, считая от нижней части приемной колонны, принят с его увеличением;

шаг размещения патрубков с перемычками, считая от нижней части приемной колонны, принят с его уменьшением;

проходной канал каждого из патрубков выполнен одинакового размера;

проходные каналы патрубков имеют разные размеры;

проходные каналы патрубков, один от другого по длине приемной колонны и считая от нижней ее части, выполнены с уменьшением их проходного сечения;

проходные каналы патрубков, один от другого по длине приемной колонны и считая от нижней ее части, выполнены с увеличением их проходного сечения;

проходной канал каждого из патрубков выполнен цилиндрическим по всей длине;

проходной канал каждого из патрубков содержит в его верхней части коническую насадку;

часть патрубков имеет проходной канал цилиндрическим по всей длине, а часть патрубков имеет коническую насадку;

шаг размещения патрубков с перемычками по длине приемной колонны и проходные каналы патрубков, один от другого по длине приемной колонны и считая от нижней ее части, выполнены переменными;

патрубки размещены концентрично в приемной колонне;

патрубки размещены эксцентрично относительно приемной колонны;

патрубки, один с другим по длине приемной колонны, за счет их разной эксцентричности в колонне образуют общий лабиринтный проходной канал;

каждый из патрубков или их часть по всей их внутренней поверхности или ее части выполнены с винтовой проточкой;

каждый из патрубков или их часть по всей их внутренней поверхности или ее части выполнены с выступами по спирали;

каждый из патрубков или их часть содержит внутри него по всей длине, или в верхней части, и/или в нижней части шнек;

каждый из патрубков или их часть содержит внутри него по всей длине, или в верхней части, и/или в нижней части патрубка шнек с уменьшением шага его витков по длине шнека.

Сущность изобретения заключается в том, что с последовательным размещением песочных стаканов в приемной колонне и выполнением карманов с заданными соотношениями выполнения патрубков, которые получены опытным путем, обеспечивается возможность значительного увеличения межремонтных сроков работы скважины с надежной очисткой пластового флюида от песка. Это объясняется тем, что практически неограниченно вся приемная колонна при незначительном ее дооборудовании может служить для очистки добываемого флюида без остановки скважины на замену ее системы очистки или профилактический осмотр. Устройство не представляет из себя жесткую компоновку, имеет малые габариты по диаметру и потому беспрепятственно может быть спущено в скважины любого назначения, любого диаметра и любой кривизны. Кроме того, устройство обеспечивает надежность очистки любого флюида с любой его структурой или вязкостью. Это все обеспечивается соотношениями в размещении патрубков, их размерами в пределах оговоренных диапазонов и наличием средства для вращения потока пластового флюида, под действием центробежных сил которого, действующих на песок, надежность его осаждения в песочные карманы значительно увеличивается.

На чертеже показан общий вид устройства, например, для нефтяной скважины.

Устройство включает приемную колонну 1. Она размещена под приемом глубинного насоса 2. В качестве глубинного насоса может быть применен, например, штанговый глубинный насос. По длине приемной колонны размещены песочные карманы 3. Каждый из них образован внутренней поверхностью приемной колонны 1, внешней поверхностью патрубка 4, размещенного внутри приемной колонны 1, и перемычкой 5, жестко связывающей нижнюю часть внешней поверхности патрубка 4 с внутренней поверхностью приемной колонны 1. Перемычка 5 может быть выполнена, например, в виде или заодно с муфтой или переводником, соединяющим секции или трубы приемной колонны. Длина каждого из патрубков составляет 0,3-0,75 расстояния между перемычками 5. Проходной канал 6 каждого из патрубков 4 больше приемного канала глубинного скважинного насоса (не показан) и составляет 0,2-0,8 внутреннего диаметра приемной колонны 1.

Кроме того, на чертеже показаны насосные штанги 7 глубинного насоса 2, хвостовик 8 насоса с фильтром, посадочное седло 9 для насоса 2. Посадочное седло может быть выполнено как составная часть рассматриваемого устройства. На чертеже показан также центратор 10, Количество центраторов может быть выбрано в зависимости от конкретной скважины и, в частности, в зависимости от ее кривизны. В нижней части приемной колонны показаны входные отверстия 11 и заглушка 12. Приемная колонна с устройством установлена над продуктивным пластом 13 в обсадной колонне 14 скважины. Средство для вращения потока пластового флюида 15 установлено в патрубке 4. В частном случае это средство показано установленным в верхней части патрубка 4. В каждом конкретном случае в зависимости от условий в скважине средство для вращения потока пластового флюида может быть установлено иным образом.

Для случая газовой скважины глубинный насос исключают, а приемную колонну устанавливают, например, непосредственно под лифтовой колонной труб.

Устройство работает следующим образом. Предварительно на устье скважины собирают устройство в соответствии с изобретением, т.е. узел приемной колонны с песочными карманами в зависимости от условий в скважине, ее продуктивности, степени пескования пластового флюида и свойств пластового флюида, например вязкости для нефти. Для этого выбирают тип глубинного насоса 2, например штангового, диаметр приемной колонны 1, шаг установки песочных карманов 3 и их количество. Песочные карманы 3 устанавливают, например, на расстоянии 10-30 м друг от друга по длине приемной колонны. При этом полезный объем каждого из песочных карманов 3 задают диаметром патрубка 4, его длиной, размещением по отношению к приемной колонне 1 и конфигурацией. При этом учитывают свойства пластового флюида, например вязкость, что особенно важно, когда пластовым флюидом является нефть. Шаг установки песочных карманов 3 принимают одинаковым или разным по длине приемной колонны как и размеры и/или конфигурацию патрубков 4. Все это задают в соответствии с конкретными характеристиками скважины и пластовым флюидом. Устройство собирают, например, заодно с посадочным седлом 9. Затем на насосно-компрессорных трубах 10, например, диаметром 2 дюйма спускают устройство для отделения песка от пластового флюида с посадочным седлом 9 в верхней части и другими элементами и узлами в соответствии с чертежом. В качестве приемной колонны 1 для устройства могут быть приняты, например, насосно-компрессорные трубы диаметром 3 дюйма. Для этой колонны патрубки 4 могут быть приняты, например, из труб диаметром 1 дюйм и длиной по 10 м. Эти патрубки по внутренней поверхности могут быть выполнены, например, с винтовой нарезкой, выполняющей роль средства для вращения потока пластового флюида. При этом расстояния между перемычками 5 или песочными карманами 3 составят, например, 20 м. Количество песочных карманов 3 по длине подъемной колонны 1 может быть принято, например, 3 штуки. Существует принципиальная возможность установки 10 и более таких карманов.

Устройство устанавливают в скважине, ее обсадной колонне 14 над продуктивным пластом 13. Затем в скважину спускают, например, глубинный насос 2, например штанговый, со штангами 7. Во время эксплуатации скважины, т.е. откачки пластового флюида из продуктивного пласта 13, при ходе плунжера насоса 2 вверх пластовый флюид, насыщенный песчаной взвесью, через входные отверстия 11 поступает в подъемную колонну 1. Затем плунжер насоса 2 останавливают и перемещают вниз. В этот промежуток времени движение жидкости вверх прекращается. Частицы песка под действием гравитации и центробежных сил, действующих при вращении или закручивании потока пластового флюида, выпадают в осадок в песочные карманы 3 и оказываются за пределами циркуляции флюида. Они уже не подлежат выносу. Более мелкие частицы песка оседают выше в других карманах 3. Процессом осаждения мелких частиц песка тоже можно управлять. Для этого средство для вращения потока пластового флюида 15 может быть выполнено, например, с возможностью ускорения вращения потока по длине патрубка 4, т.е., например, в виде шнека с уменьшением шага его витков по длине шнека. В общем случае для того, чтобы все карманы работали на оседание песка и чтобы нормальный технологический режим скважины с запланированной очисткой пластового флюида определялся работой не одного кармана, а совокупной их работой, выбирают шаг установки карманов по длине приемной колонны в пределах установленных диапазонов, как и диаметр патрубков 4, их размеры и их конфигурацию. Например, патрубки один от другого, считая от нижней части приемной колонны, выполняют с увеличением проходного канала патрубков. При этом средство для вращения потока пластового флюида выполнено, например, в виде шнека с увеличением шага его витков по длине шнека. Такое выполнение устройства содействует более равномерному заполнению песочных карманов и улавливанию наиболее мелких частиц песка.

Для оптимизации параметров устройства в каждом конкретном случае привлекают данные предварительных испытаний устройства. В газовой скважине устройство предполагает возможность очистки пластового флюида в несколько ином режиме. Это связано с тем, что в случае применения штангового насоса в нефтяной скважине последняя работает в периодическом (переменном, нестационарном) режиме. Поэтому для газовой скважины с ее стационарным режимом работы главным фактором обеспечения очистки пластового флюида является подбор параметров, связанных в большей степени с вращением потока пластового флюида. Вместе с тем, оптимальный выбор параметров устройства в любом случае в пределах вышеоговоренных условий значительно увеличит межремонтные сроки работы скважины с очисткой пластового флюида от песка и предотвратит абразивный износ скважинного оборудования.

Формула изобретения

1. Устройство для отделения песка от пластового флюида в скважине при ее эксплуатации, включающее приемную колонну, размещенную под приемом глубинного насоса или лифтовой колонной, и последовательно установленные по длине приемной колонны песочные карманы, каждый из которых образован внутренней поверхностью приемной колонны, внешней поверхностью патрубка, размещенного внутри приемной колонны, и перемычкой, жестко связывающей нижнюю часть внешней поверхности патрубка с внутренней поверхностью приемной колонны, при этом длина каждого из патрубков составляет 0,3-0,75 расстояния между перемычками, а проходной канал каждого из патрубков не меньше приемного канала глубинного насоса или лифтовой колонны, составляет 0,2-0,8 внутреннего диаметра приемной колонны и содержит средство для вращения потока пластового флюида.

2. Устройство по п.1, отличающееся тем, что патрубки с перемычками размещены по длине приемной колонны с одинаковым шагом.

3. Устройство по п.1, отличающееся тем, что патрубки с перемычками размещены по длине приемной колонны с разным шагом.

4. Устройство по одному из пп.1 и 3, отличающееся тем, что шаг размещения патрубков с перемычками, считая от нижней части приемной колонны, принят с его увеличением.

5. Устройство по одному из пп.1 и 3, отличающееся тем, что шаг размещения патрубков с перемычками, считая от нижней части приемной колонны, принят с его уменьшением.

6. Устройство по одному из пп.1-5, отличающееся тем, что проходной канал каждого из патрубков выполнен одинакового размера.

7. Устройство по одному из пп.1-5, отличающееся тем, что проходные каналы патрубков имеют разные размеры.

8. Устройство по одному из пп.1-5, 7, отличающееся тем, что проходные каналы патрубков, один от другого по длине приемной колонны и считая от нижней ее части, выполнены с уменьшением их проходного сечения.

9. Устройство по одному из пп.1-5, 7, отличающееся тем, что проходные каналы патрубков, один от другого по длине приемной колонны и считая от нижней ее части, выполнены с увеличением их проходного сечения.

10. Устройство по одному из пп.1-9, отличающееся тем, что проходной канал каждого из патрубков выполнен цилиндрическим по всей длине.

11. Устройство по одному из пп.1-9, отличающееся тем, что проходной канал каждого из патрубков содержит в его верхней части коническую насадку.

12. Устройство по одному из пп.1-9, отличающееся тем, что часть патрубков имеет проходной канал цилиндрическим по всей длине, а часть патрубков имеет коническую насадку.

13. Устройство по одному из пп.1, 3-5, 7-12, отличающееся тем, что шаг размещения патрубков с перемычками по длине приемной колонны и проходные каналы патрубков, один от другого по длине приемной колонны и считая от нижней ее части, выполнены переменными.

14. Устройство по одному из пп.1-13, отличающееся тем, что патрубки размещены концентрично в приемной колонне.

15. Устройство по одному из пп.1-13, отличающееся тем, что патрубки размещены эксцентрично относительно приемной колонны.

16. Устройство по одному из пп.1-13, 15, отличающееся тем, что патрубки один с другим по длине приемной колонны за счет их разной эксцентричности в колонне образуют общий лабиринтный проходной канал.

17. Устройство по одному из пп.1-16, отличающееся тем, что каждый из патрубков или их часть по всей их внутренней поверхности или ее части выполнены с винтовой проточкой.

18. Устройство по одному из пп.1-16, отличающееся тем, что каждый из патрубков или их часть по всей их внутренней поверхности или ее части выполнены с выступами по спирали.

19. Устройство по одному из пп.1-16, отличающееся тем, что каждый из патрубков или их часть содержит внутри него по всей длине, или в верхней части, и/или в нижней части шнек.

20. Устройство по п.19, отличающееся тем, что каждый из патрубков или их часть содержит внутри него по всей длине или в верхней части и/или в нижней части патрубка шнек с уменьшением шага его витков по длине шнека.

РИСУНКИ

Рисунок 1