Способ установки скважинного фильтра в горизонтальной скважине



Способ установки скважинного фильтра в горизонтальной скважине
Способ установки скважинного фильтра в горизонтальной скважине
Способ установки скважинного фильтра в горизонтальной скважине

 


Владельцы патента RU 2514040:

Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина (RU)

Изобретение относится к области разработки месторождений высоковязкой нефти с оснащением скважин фильтрами. В процессе бурения определяют фильтрационно-емкостные характеристики пласта и их изменение по стволу скважины, делят ствол на зоны, которые отличаются фильтрационно-емкостными характеристиками в 1,5-1,6 раза, подбирают пропускную способность отверстий фильтра отдельно для каждой зоны и количество отверстий. В отверстия фильтра под пробками устанавливают сетчатые фильтрующие элементы. Спускают в скважину эксплуатационную колонну с фильтром, оснащенным заколонными водо- или нефтенабухающими пакерами, и устанавливают их на границах зон с различающимися характеристиками, производят крепление колонны. На устье собирают компоновку снизу вверх: фреза, подшипник-центратор, винтовой забойный двигатель, жесткий центратор, спускают компоновку до упора в пробки. В процессе фрезерования срезаемых пробок перемещают колонну труб вниз и удаляют срезаемые пробки, извлекают колонну труб. До забоя спускают колонну гибких труб, перемещают ее от забоя к устью с одновременной закачкой тампонажного состава по колонне гибких труб, которым изолируют отверстия, выполненные в нижнем периметре фильтра. Повышается эффективность отбора или закачки, упрощается процесс установки фильтра. 3 ил.

 

Изобретение относится к области разработки месторождений высоковязкой нефти и может быть использовано для вскрытия продуктивных пластов горизонтальными добывающими или нагнетательными скважинами и их оснащения в этом интервале фильтрами.

Известен способ заканчивания строительства скважины (патент RU №2134341, МПК Е21В 43/11, опубл. 10.08.1999 г.), включающий спуск в пробуренную скважину эксплуатационной колонны с фильтром, оснащенным заглушками в отверстиях из материала, разрушающегося при химическом воздействии, установку эксплуатационной колонны в скважине с расположением фильтра в интервале продуктивного пласта, тампонирование эксплуатационной колонны с фильтром, ожидание затвердевания тампонажного материала, спуск в скважину колонны насосно-компрессорных труб, заполнение скважины химическим реагентом, выдержку скважины на время разрушения заглушек отверстий фильтра, нагнетание газа с переменным давлением до соединения нагнетаемого газа с пластовым флюидом и очистку скважины от продуктов реакции. Согласно изобретению в тампонажный материал в интервале фильтра добавляют материал, растворимый химическим реагентом для разрушения заглушек отверстий фильтра. Перед заполнением скважины химическим реагентом заполняют полость насосно-компрессорных труб газом при открытом затрубном пространстве на устье скважины и оттесняют им скважинную жидкость до низа насосно-компрессорных труб, а после заполнения скважины химическим реагентом его продавливают газом в затрубное пространство в интервал установки фильтра, после чего затрубное пространство на устье скважины закрывают, а последующее нагнетание газа осуществляют компрессором.

Недостатками данного способа являются:

- во-первых, низкое качество вскрытия продуктивного пласта, обусловленное тем, что производят тампонирование как эксплуатационной колонны, так и фильтра, при этом за фильтром образуется цементный камень, ухудшающий гидродинамическую связь скважины с продуктивным пластом;

- во-вторых, низкая эффективность разработки залежи высоковязкой нефти, обусловленная тем, что при прорыве воды в каком-либо интервале фильтра происходит обводнение всей добываемой продукции;

- в-третьих, несовершенство вскрытия продуктивного пласта, обусловленное тем, что количество отверстий, выполненных по телу фильтра, в которые установлены растворяющиеся под действием химического реагента заглушки, не учитывает фильтрационно-емкостные характеристики отдельных участков пласта, а это значит, что в зонах с высокими фильтрационно-емкостными характеристиками пласта пропускная способность фильтра будет ограничена, а в зонах с низкими фильтрационно-емкостными характеристиками пласта, наоборот, будет превышать объем отбора высоковязкой нефти.

Также известен способ заканчивания строительства скважины (а.с. SU №1210507, МПК Е21В 43/08, опубл. 07.12.1987 г.), включающий спуск в пробуренную скважину эксплуатационной колонны, оснащенной фильтром с заглушками в отверстиях из материала, разрушающегося при химическом воздействии, установку эксплуатационной колонны в скважине с расположением фильтра в интервале продуктивного пласта, тампонирование эксплуатационной колонны с фильтром, ожидание затвердевания тампонажного материала, спуск колонны насосно-компрессорных труб в скважину, заполнение скважины химическим реагентом, выдержку скважины на время разрушения заглушек отверстий фильтра, нагнетание газа с переменным давлением до соединения нагнетаемого газа с пластовым флюидом и очистку скважины от продуктов реакции.

Недостатками данного способа являются:

- во-первых, при тампонировании эксплуатационной колонны с фильтром пространство между продуктивным пластом и фильтрационными каналами в ребрах фильтра перекрывается тампонажным материалом, что снижает продуктивность скважины;

- во-вторых, происходит неэффективное вскрытие продуктивного пласта из-за того, что количество отверстий, выполненных по телу фильтра, в которые установлены растворимые под действием химического реагента заглушки, не учитывает фильтрационно-емкостные характеристики отдельных участков пласта, а это значит, что в зонах с высокими фильтрационно-емкостными характеристиками пласта пропускная способность фильтра будет ограничена, а в зонах с низкими фильтрационно-емкостными характеристиками пласта, наоборот, будет превышать объемы закачки или отбора высоковязкой нефти из этой зоны.

Наиболее близким по технической сущности является способ установки скважинного фильтра (патент RU №2378495, МПК Е21В 43/08, опубл. 10.01.2010 г., бюл. №1), включающий бурение ствола скважины, спуск в пробуренную скважину по меньшей мере одного скважинного фильтра, установленного в составе эксплуатационной колонны и содержащего срезаемые пробки в отверстиях фильтра, при этом на каждый скважинный фильтр перед спуском в скважину устанавливают центратор, который фиксируют на свободной от фильтрующего элемента трубе скважинного фильтра, выше скважинных фильтров устанавливают заколонные пакеры, количество которых соответствует количеству продуктивных пластов, после спуска обсадной колонны промывают скважину и поочередно снизу вверх активируют пакеры, закрывая центральные отверстия в седлах пакеров сбросовым элементом, например шаром, с последующим подъемом давления внутри эксплуатационной колонны и нагнетанием цементного раствора в затрубное пространство для крепления эксплуатационной колонны выше продуктивного пласта. После затвердевания цемента производят разбуривание цементировочных пробок, седел пакеров и сбросовых элементов, а также срезают пробки всех фильтров.

Недостатками данного способа являются:

- во-первых, сложность технологического процесса, связанная с поочередной посадкой пакеров, количество которых соответствует количеству продуктивных пластов, при этом посадку пакеров осуществляют, закрывая центральные отверстия в седлах пакеров сбросовым элементом, например шаром, с последующим подъемом давления внутри обсадной колонны и нагнетанием цементного раствора в затрубное пространство выше продуктивного пласта, после затвердевания цемента производят разбуривание цементировочных пробок, седел пакеров и сбросовых элементов;

- во-вторых, низкая надежность способа, связанная с тем, что посадку пакеров осуществляют, закрывая центральные отверстия в седлах пакеров сбросовым элементом, например, шаром, а в горизонтальных скважинах велика вероятность негерметичной посадки сбросового элемента на седло пакера;

- в-третьих, неэффективное вскрытие продуктивного пласта, так как количество срезаемых пробок, устанавливаемых по телу фильтра, не учитывает фильтрационно-емкостные характеристики пласта, поэтому пропускная способность фильтра не будет соответствовать фильтрационно-емкостным характеристикам отдельных участков пласта, например в зонах с высокой проницаемостью пропускная способность фильтра будет ограничена, а в зонах с низкой проницаемостью, наоборот, будет превышать объем отбора высоковязкой нефти из этой зоны.

Техническими задачами изобретения являются повышение надежности и эффективности вскрытия продуктивного пласта горизонтальной скважиной в месторождениях высоковязкой нефти с учетом фильтрационно-емкостных характеристик пласта, а также упрощение технологического процесса установки скважинного фильтра в горизонтальной скважине.

Поставленные задачи решаются способом установки скважинного фильтра в горизонтальной скважине, включающим бурение ствола горизонтальной скважины, спуск в пробуренную скважину эксплуатационной колонны, оснащенной скважинным фильтром со срезаемыми пробками в отверстиях и пакерами, крепление эксплуатационной колонны в скважине с расположением фильтра в интервале продуктивного пласта, удаление срезаемых пробок в отверстиях фильтра.

Новым является то, что в процессе бурения добывающей или нагнетательной горизонтальной скважины определяют фильтрационно-емкостные характеристики пласта и их изменение по стволу горизонтальной скважины, делят ствол скважины на зоны, которые отличаются фильтрационно-емкостными характеристиками в 1,5-1,6 раза, в зависимости от фильтрационно-емкостных характеристик подбирают пропускную способность отверстий фильтра отдельно для каждой зоны и количество отверстий, затем в отверстия фильтра под пробками устанавливают сетчатые фильтрующие элементы, количество которых соответствует количеству отверстий каждой зоны, спускают в пробуренную горизонтальную скважину эксплуатационную колонну с фильтром, оснащенным заколонными водо- или нефтенабухающими пакерами, и устанавливают их на границах зон с различающимися фильтрационно-емкостными характеристиками, производят крепление эксплуатационной колонны, затем на устье скважины собирают компоновку снизу вверх: фреза, подшипник-центратор, винтовой забойный двигатель, жесткий центратор, спускают компоновку на колонне труб до упора в срезаемые пробки, подают технологическую жидкость в колонну труб и посредством винтового забойного двигателя приводят во вращение фрезу, в процессе фрезерования срезаемых пробок перемещают колонну труб вниз и удаляют срезаемые пробки фильтра по всему его сечению, извлекают колонну труб с компоновкой из скважины, затем до забоя спускают колонну гибких труб, перемещают ее от забоя к устью с одновременной закачкой тампонажного состава по колонне гибких труб, которым изолируют отверстия, выполненные в нижнем периметре фильтра.

На фигурах 1, 2, 3 схематично изображен способ установки скважинного фильтра в горизонтальной скважине.

Предлагаемый способ осуществляют следующим образом.

В процессе бурения добывающей или нагнетательной скважины определяют фильтрационно-емкостные характеристики и их изменение в пределах продуктивного пласта 1 (см. фиг.1) по стволу горизонтальной скважины 2. Делят ствол скважины на зоны, которые отличаются фильтрационно-емкостными характеристиками в 1,5-1,6 раза.

Например, длина L ствола горизонтальной скважины 2 в продуктивном пласте 1 равна 400 м, фильтрационно-емкостные свойства и их изменение по стволу горизонтальной скважины 2 определены следующим образом:

зона 3' - проницаемость 0,85 Дарси, длина L1=120 м;

зона 3" - проницаемость 1,3 Дарси, длина L2=80 м (в 1,53 раза относительно зоны 3');

зона 3'" - проницаемость 2,0 Дарси, длина L3=60 м (в 1,54 раза относительно зоны 3");

зона 3""- проницаемость 3,2 Дарси, длина L4=140 м (в 1,6 раза относительно зоны 3'").

Границами зон 3', 3", 3'", 3"" являются границы длин L1, L2, L3, L4, где фильтрационно-емкостные характеристики отличаются в 1,5-1,6 раза.

Затем подбирают пропускную способность (площадь проходных сечений) отверстий 4, 4', 4"…4n (на фиг.1 показаны условно) фильтра 5, например, для фильтра диаметром 168 мм отдельно для каждой зоны 3', 3", 3'", 3"" подбирают площадь проходных сечений отверстий в зависимости от фильтрационно-емкостных характеристик. Подбор площади проходных сечений отверстий 4, 4', 4"…4n фильтра 5 для каждой зоны 3', 3", 3'", 3"" осуществляют любым известным способом, например так, как описано в патенте RU №2134341, МПК Е21В 43/11, опубл. в бюл. №33 от 09.12.1999 г.

Фильтр 5 изготавливают из обсадных труб с внешним диаметром D, равным 168 мм, и внутренним диаметром Dвф, равным 140,3 мм. Площадь поперечного сечения фильтра 5 Fк равна 154,5 см2.

Далее определяют количество отверстий 4; 4'; 4"…4n, выполняемых в фильтре 5 в каждой зоне, по формуле:

NZi=(K1/Ki)-(4·Fк/П·do2)·Li/k,

где K1 - минимальная проницаемость пород в зоне продуктивной части, вскрытой стволом горизонтальной скважины, Дарси;

Ki - проницаемость пород в зоне продуктивной части, вскрытой стволом горизонтальной скважины, Дарси;

Fк - площадь поперечного сечения фильтра, см2;

П=3,14;

do - проходной диаметр срезаемых пробок 6, 6', 6"…6n (на фиг.2 показаны условно), вставленных в отверстия 4, 4', 4"…4n (см. фиг.1) фильтра 5, см, примем do равным 1,2 см;

Li - длина зоны продуктивной части ствола горизонтальной скважины;

k - коэффициент скважности, учитывающий, что разработка залежи высоковязкой нефти ведется через верхний периметр фильтра 2, примем k равным 5.

Таким образом, подставляя значения в формулу, получим количество отверстий, выполняемых в фильтре 5 в каждой отдельной зоне:

NZ1=(0,85/0,85)·(4·154,5/3,14·1,22)120/5=3281 шт.

NZ2=(0,85/1,3)·(4·154,5/3,14·1,22)80/5=1430 шт.

NZ3=(0,85/2,0)·(4·154,5/3,14·1,22)60/5=697 шт.

NZ4=(0,85/3,2)·(4·154,5/3,14·1,22)140/5=1016 шт.

Расстояние между отверстиями по длине фильтра 5 и количество отверстий 4, 4', 4"…4n по периметру фильтра определяют расчетным путем.

Например, для зоны длиной L2 с количеством отверстий NZ2 1430 шт. выполняют радиальный ряд отверстий, например 8 отверстий диаметром 20 мм по периметру фильтра 5 и на расстоянии 0,45 м между рядами радиальных отверстий, т.е. (80 м/1430)·8=0,45 м. Аналогичным образом выполняют отверстия в фильтре 5 в оставшихся зонах с длинами L1, L3, L4.

Все отверстия 4, 4', 4"…4n фильтра 5 оборудуют срезаемыми пробками 6, 6', 6"…6n (на фиг.2 показаны условно), т.е. устанавливают в отверстия 4 срезаемые пробки 6, 6'; 6"…6n, например запрессовывают срезаемые пробки 6, 6', 6"…6n донышками внутрь (см. фиг.2) в отверстия 4, 4', 4"…4n фильтра 5. Срезаемые пробки 6, 6', 6"…6n выполняют из стали 35.

Затем в отверстия 4, 4', 4"…4n (на фиг.1 и 2 показано условно) фильтра 5 под срезаемые пробки 6, 6', 6"…6n устанавливают сетчатые фильтрующие элементы 7 (на фиг.2 показано условно), количество которых соответствует количеству отверстий 4, 4', 4"…4n в зонах 3', 3", 3"', 3"".

Спускают в пробуренный ствол добывающей или нагнетательной горизонтальной скважины 2 (фиг.1) эксплуатационную колонну 8 с фильтром 5, оснащенным заколонными нефте- или водонабухающими пакерами 9', 9", 9'"…9n соответственно и устанавливают их на границах зон 3', 3", 3'", 3"" продуктивного пласта 1. Например, в зонах 3', 3", 3'", 3"" устанавливают три пакера 9', 9", 9'".

В качестве заколонных нефте- или водонабухающих пакеров используют, например, пакеры марки FREECAP фирмы ТАМ. Эти пакеры расширяются (набухают), вызывая разобщение пластов после воздействия высоковязкой нефти или воды на их манжету, при этом объемное расширение пакера достигает 200%.

Сетчатые фильтрующие элементы 7 (см. фиг.2) выполняют, например, из пористого металловолоконного материала (PMF) и пористого спеченного материала (SL), изготовленного из нержавеющей стали 316L или сплава с высоким содержанием никеля, что позволяет им выдерживать наиболее жесткие условия эксплуатации в горизонтальной добывающей скважине. Сетчатый фильтрующий элемент 7 обеспечивает надежное и долговечное предотвращение выноса песка.

Использование заколонных нефте- или водонабухающих пакеров исключает поочередную посадку пакеров путем сбрасывания с устья в скважину запорных элементов, а также разбуривание цементировочных пробок, седел пакеров и сбросовых элементов, что позволяет упростить, ускорить и удешевить реализацию способа.

Посадка заколонных нефте- или водонабухающих пакеров происходит за счет их контакта с нефтью в добывающих горизонтальных скважинах или с водой в нагнетательных горизонтальных скважинах, что исключает необходимость использования сбросовых элементов для посадки пакеров и вероятность их негерметичной посадки на седла пакеров, а это повышает надежность реализации способа.

Производят крепление эксплуатационной колонны 8 (см. фиг.1) в горизонтальной скважине 2 цементированием 8' и 8", перед фильтром 5 и за ним соответственно. Оставляют горизонтальную скважину 2 на время ожидания затвердевания, например, цементного раствора в течение 48 ч.

Выполнение расчета пропускной способности фильтра 5, т.е. площади проходных сечений отверстий 4, 4', 4"…4n фильтра 5 в зависимости от фильтрационно-емкостных характеристик каждой зоны 3', 3", 3'", 3"" продуктивного пласта, напротив которых установлен фильтр 5, повышает качество вскрытия продуктивного пласта 1.

На устье горизонтальной скважины 2 собирают компоновку снизу вверх: фреза 10, подшипник-центратор 11, винтовой забойный двигатель 12, жесткий центратор 13, Спускают ее в горизонтальную скважину 2 на колонне труб 14 до взаимодействия фрезы 10 со срезаемыми пробками 6 (на фиг.1 показаны схематично).

В качестве винтового забойного двигателя 12 применяют, например, двигатель марки Д3-106МР.7/8.37.

Производят закачку технологической жидкости, например пресной воды плотностью 1000 кг/м3, в колонну труб 14 с помощью насосного агрегата, например ЦА-320. Под гидравлическим давлением технологической жидкости в колонне труб 14 приводят в действие винтовой забойный двигатель 12, который передает вращение на фрезу 10. Таким образом, удаляют срезаемые пробки 6 фрезерованием по всему сечению на всем протяжении фильтра 5. Далее извлекают колонну труб 14 с компоновкой.

В горизонтальную скважину 2 до забоя 15 спускают колонну гибких труб (разматывают гибкую трубу на барабане установки) (на фиг.1 и 2, 3 не показана), например, диаметром 38,1 мм.

Затем колонну гибких труб перемещают (наматывают на барабан установки с гибкой трубой) от забоя 15 к устью на всем протяжении фильтра 2 (см. фиг.1) с одновременной закачкой тампонажного состава, например цементного раствора 16 (см. фиг.3), по гибкой трубе для изоляции отверстий 4' (см. фиг.1), выполненных в нижнем периметре фильтра 5.

Таким образом, в горизонтальной скважине 2 цементным раствором 16 заливают нижний периметр фильтра 5 на всем его протяжении (L=400 м). По окончании времени ожидания затвердевания цементного раствора, например 24 ч, фильтр 5 (см. фиг.3) имеет вскрытые отверстия 4 только по верхнему периметру фильтра 5 на всем его протяжении (L=400 м).

Способ установки скважинного фильтра в горизонтальной скважине позволяет:

- повысить эффективность отбора высоковязкой нефти из горизонтальной добывающей скважины или закачки пара в нагнетательную горизонтальную скважину;

- повысить качество вскрытия продуктивного пласта путем отбора или закачки пара только через верхний периметр фильтра с учетом фильтрационно-емкостных характеристик пласта;

- упростить технологический процесс установки скважинного фильтра в горизонтальной добывающей или нагнетательной скважине.

Способ установки скважинного фильтра в горизонтальной скважине, включающий бурение ствола горизонтальной скважины, спуск в пробуренную скважину эксплуатационной колонны, оснащенной скважинным фильтром со срезаемыми пробками в отверстиях и пакерами, крепление эксплуатационной колонны в скважине с расположением фильтра в интервале продуктивного пласта, удаление срезаемых пробок в отверстиях фильтра, отличающийся тем, что в процессе бурения добывающей или нагнетательной горизонтальной скважины определяют фильтрационно-емкостные характеристики пласта и их изменение по стволу горизонтальной скважины, делят ствол скважины на зоны, которые отличаются фильтрационно-емкостными характеристиками в 1,5-1,6 раза, в зависимости от фильтрационно-емкостных характеристик подбирают пропускную способность отверстий фильтра отдельно для каждой зоны и количество отверстий, затем в отверстия фильтра под пробками устанавливают сетчатые фильтрующие элементы, количество которых соответствует количеству отверстий каждой зоны, спускают в пробуренную горизонтальную скважину эксплуатационную колонну с фильтром, оснащенным заколонными водо- или нефтенабухающими пакерами, и устанавливают их на границах зон с различающимися фильтрационно-емкостными характеристиками, производят крепление эксплуатационной колонны, затем на устье скважины собирают компоновку снизу вверх: фреза, подшипник-центратор, винтовой забойный двигатель, жесткий центратор, спускают компоновку на колонне труб до упора в срезаемые пробки, подают технологическую жидкость в колонну труб и посредством винтового забойного двигателя приводят во вращение фрезу, в процессе фрезерования срезаемых пробок перемещают колонну труб вниз и удаляют срезаемые пробки фильтра по всему его сечению, извлекают колонну труб с компоновкой из скважины, затем до забоя спускают колонну гибких труб, перемещают ее от забоя к устью с одновременной закачкой тампонажного состава по колонне гибких труб, которым изолируют отверстия, выполненные в нижнем периметре фильтра.



 

Похожие патенты:

Изобретение относится к нефтепромысловому оборудованию, а именно к скважинным расширяющимся фильтрам, применяемым при заканчивании скважин с открытым стволом для предотвращения выноса частиц породы из пласта.

Группа изобретений относится к нефтегазодобывающей отрасли и предназначено для скважинных фильтров в добывающих и нагнетательных горизонтальных скважинах. Устройство содержит пустотелый корпус, установленный в базовый элемент скважинного фильтра, и донышко, выполненное из магния и соединенное с корпусом в кольцевой канавке, выполненной внутри корпуса.

Изобретение относится к строительству и эксплуатации скважин различного назначения, в частности нефтяных и газовых скважин. Устройство включает полый корпус с радиальными отверстиями, перекрытыми с натягом полыми срезными штифтами, фильтрующий узел, помещенный снаружи корпуса и образующий с последним кольцевую полость, которая гидравлически сообщена с полостью корпуса через полые срезные штифты в рабочем положении устройства.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и может быть использовано при добыче газа и нефти. Устройство включает перфорированную несущую трубу и щелевой фильтрующий элемент, выполненный из проволоки, намотанной на продольные элементы по спирали.

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может быть использовано при насосной добыче нефтей с повышенным содержанием механических примесей. Устройство включает трубу-хвостовик, установленный на приеме насоса и проходящий через пакер, промежуточную трубу, заглушенную сверху, образующую с хвостовиком заглушенную снизу концентрическую полость, трубу-накопитель твердых частиц, цилиндрический фильтрующий элемент, расположенный между хвостовиком и трубой-накопителем.

Изобретение относится к технике для нефтедобычи, в частности к фильтрующим устройствам, предотвращающим вынос песка из пласта в эксплуатационную колонну. Фильтр включает несущий каркас, фильтрующие круглые щетки в виде цилиндрического корпуса с радиально ориентированными пучками ворса, диаметр которых превышает внутренний диаметр эксплуатационной колонны скважины.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и предназначено для фильтрации жидкости в нагнетательной скважине. Устройство содержит фильтрующие секции, каждая из которых включает фильтрующую рубашку, снабженную продольными стержнями с концевыми кольцами по торцам, жестко закрепленными на базовом элементе, выполненном в виде трубы с отверстиями.

Изобретение относится к нефтепромысловой отрасли. Устройство содержит основную трубу, снабженную впуском, фильтрующую трубу, размещенную на основной трубе, слой направления потока, образованный между основной трубой и фильтрующей трубой, и устройство регулирования расхода, содержащее впуск, канал и выпуск.

Изобретение относится к горной промышленности, а именно к фильтрующим устройствам, и может быть использовано при эксплуатации нефтяных и газовых скважин. .

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть использовано при эксплуатации нефтяных, газовых и водозаборных скважин. Устройство включает металлическую трубу с отверстиями, снабженную снизу заглушкой, а сверху муфтой, и размещенный внутри трубы соосно с ней цилиндрический фильтрующий элемент. Верхняя часть трубы с отверстиями, выполненная в виде отдельной секции, не имеющей внутри фильтрующего элемента, снаружи покрыта сеткой, а внутри содержит выполненную в виде рукава резиновую диафрагму, толщина которой уменьшена по вертикальной линии, параллельной оси металлической трубы и совпадающей с большой осью отверстий удлиненной формы, выполненных в верхней части металлической трубы. Фильтр выполнен в виде соединенных муфтами секций. Верхняя часть трубы с отверстиями соединена с одной стороны с насосом или хвостовиком муфтой, а с другой стороны с расположенной ниже секцией фильтра. Повышается надежность работы, упрощается конструкция, увеличивается межремонтный период. 2 з.п. ф-лы, 5 ил.

Изобретение относится к разработке месторождений высоковязкой нефти при вскрытии пластов паронагнетательными горизонтальными скважинами. Способ включает бурение горизонтальной скважины, спуск эксплуатационной колонны со скважинным фильтром со срезаемыми пробками в отверстиях и пакерами. В процессе бурения определяют фильтрационно-емкостные характеристики, делят ствол скважины на зоны, которые отличаются фильтрационно-емкостными характеристиками в 1,5-1,6 раза, подбирают площадь проходных сечений отверстий фильтра и их количество для каждой зоны. На устье фильтр внутри оснащают срезной воронкой, а снаружи - водонабухающими пакерами, спускают в скважину колонну и устанавливают фильтр, чтобы водонабухающие пакеры находились на границах зон пласта с различающимися характеристиками. Производят крепление колонны, на устье собирают компоновку снизу вверх: магнитный ловитель, толкатель, жесткий центратор с переточными каналами. Спускают компоновку в скважину до упора толкателя в срезную воронку, разгружают колонну труб, перемещают срезную воронку до упора в первый ряд срезаемых пробок, полностью разгружают колонну труб на воронку и разрушают первый ряд срезаемых пробок. Перемещают колонну труб от устья к забою и разрушают следующий ряд пробок с фиксацией их на магнитном ловителе. Вновь полностью разгружают колонну труб на воронку и разрушают оставшиеся ряды пробок, извлекают колонну труб с компоновкой. Изолируют отверстия в нижнем периметре фильтра. Повышается качество вскрытия пласта, сокращается время установки фильтра. 4 ил.

Изобретение относится к нефтяной и газовой промышленности и может быть использовано для защиты глубинных скважинных электроцентробежных насосов от засорения механическими примесями. Устройство включает корпус с фильтрующим элементом, установленный на корпусе уплотнительный элемент, отделяющий приемную часть фильтра от выкидной. Уплотнительный элемент выполнен в виде «зонта», представляющего собой каркас из металлических спиц с натянутой между ними нефтестойкой резиной. Устройство снабжено пружиной, держателем и заряженной батареей, заряд которой рассчитан на спуск на заданную глубину, обеспечивающей нахождение «зонта» в закрытом положении. Повышается надежность фиксации уплотнения, повышается качество перекрытия пластов. 2 ил.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть применено для снижения водопритока в горизонтальные скважины при разработке трещинно-порового коллектора нефтяной залежи. Способ включает определение среднего расстояния между трещинами, разделение горизонтального ствола скважины на секции пакерами, спуск на насосно-компрессорных трубах устройств для контроля притока в горизонтальный ствол скважины, отбор продукции из горизонтальной скважины. При этом горизонтальный ствол скважины разделяют водонабухающими пакерами на секции, с длиной каждой секции от 20 м до 50 м в зависимости от расстояния между трещинами и длины горизонтального ствола. Устройства контроля притока в горизонтальный ствол скважины выполняют с диаметром d отверстий в стенках, сопоставимым с размерами капиллярных трубок для нефти данного коллектора, а сами отверстия выполняют из гидрофобного материала. Длину каждого устройства контроля притока выполняют длиной от 5 м до 12 м и устанавливают в количестве не более 5 штук в каждой секции между пакерами, общее количество отверстий N в устройствах контроля притока во всем горизонтальном стволе, депрессии и диаметром d отверстий определяют по соотношению. Добычу продукции скважины ведут при условии, чтобы гидродинамические силы, создаваемые забойным давлением, не превышали капиллярные силы продвижения нефти через отверстия устройств контроля притока, т.е. чтобы депрессия в скважине удовлетворяла упомянутому соотношению. Технический результат заключается в повышении коэффициента нефтеизвлечения. 1 ил.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может найти применение при разработке многопластовых залежей нефти скважинами с горизонтальным окончанием. Технический результат - повышение эффективности разделения нефти и воды в стволе скважины, повышение эффективности заводнения и, как следствие, увеличение нефтеотдачи залежи. По способу выделяют участки в виде интервалов продуктивного пласта вдоль горизонтального ствола добывающей скважины. Спускают колонны труб с фильтром. Разделяют горизонтальный ствол скважины на секции пакерами. Разделяют продукцию в скважине. Осуществляют одновременный отбор продукции и закачку воды. При этом участки пласта выделяют по проницаемости. При их отличии друг от друга в более чем два раза в местах границ участков размещают водонабухающие пакеры. Внутреннюю часть фильтра выполняют со сплошной горизонтальной перегородкой, идущей вдоль всего фильтра. Этой перегородкой разделяют фильтр на верхнюю и нижнюю части. Перегородка имеет гидрофильную поверхность со степенью гидрофильности не менее 99%. Капиллярные отверстия имеют диаметр не более 2 мм. Плотность размещения отверстий - не менее 50 отв./м. Горизонтальное положение перегородки контролируют датчиками, установленными в начале и в конце фильтра. Верхнюю часть стенки фильтра выполняют перфорированной, а нижнюю - сплошной. В жидкости, попадающей из ствола скважины через верхнюю часть фильтра, обеспечивают снижение доли воды. Обеспечивают подачу воды через гидрофильную поверхность и капиллярные отверстия в нижнюю часть фильтра. До перфорационных отверстий фильтра устанавливают пакер для отсечения межтрубного пространства скважины. Нижняя часть фильтра имеет отверстия для ухода воды в межтрубное пространство. Эту воду с помощью насоса закачивают в другой пласт. Нижняя часть фильтра не имеет сообщения с колонной труб, на которых спускают фильтр. Верхняя часть фильтра имеет сообщение с колонной труб. Жидкость с меньшей долей воды из верхней части фильтра подают в колонну труб, которую поднимают насосом на поверхность. 3 ил., 1 пр.

Изобретение относится к нефтяной и газовой промышленности и может быть использовано в эксплуатации нефтяных и газовых скважин. Устройство включает полимерный волокнисто-пористый фильтрующий элемент в виде отдельных секций, соединенных между собой по наружному периметру металлическими стягивающими шпильками, которые с одной стороны ввернуты в поднасосную или концевую муфту, а с другой - в Ж-образную муфту, во внутреннюю полку которой упирается один торец фильтрующего элемента. Второй торец фильтрующего элемента упирается в концевую или поднасосную муфту, в которой выполнен клапанный элемент в виде сквозного отверстия в форме двух установленных один над другим цилиндров с разными диаметрами оснований, с запорным органом, соответствующим по конфигурации упомянутому сквозному отверстию. Надежность крепления секций фильтрующего элемента обеспечивают двойные гайки. Повышается эффективность работы фильтра за счет увеличения срока эксплуатации фильтрующих элементов, клапанного элемента в частности, т.к. облегчается перемещение его запорного органа. 1 з.п. ф-лы, 3 ил.

Изобретение относится к нефтедобывающей отрасли, а именно к скважинным фильтрующим устройствам, предотвращающим попадание частиц механических примесей в электроцентробежный насос. Устройство содержит корпус с верхними входными отверстиями, расположенную коаксиально корпусу отводящую трубу с участком радиальных отверстий и предохранительным клапаном на нижнем торце, шнек, насаженный на отводящую трубу, щелевой фильтр, перекрывающий участок с радиальными отверстиями отводящей трубы, и контейнер внизу корпуса. Отводящая труба установлена внутри корпуса, а шнек размещен между верхними входными отверстиями и щелевым фильтром. Увеличивается ресурс работы, поддерживается стабильная пропускная способность устройства. 2 з.п. ф-лы, 3 ил.

Изобретение относится к добыче текучих сред из буровых скважин, в частности к их подземному фильтрованию. Устройство содержит несущий корпус в виде трубы, вал, фильтрующий элемент из, по меньшей мере, одного блока автономных сменных кольцевых фильтрующих втулок, установленный коаксиально с корпусом. Модуль снабжен, по меньшей мере, одной захватной втулкой, коаксиально установленной на поверхности корпуса, по меньшей мере, одним дополнительным распорным кольцом на стыке смежных блоков сменных втулок, установленным на наружной поверхности корпуса и снабженным радиальным отверстием. Центратор в виде тонкостенного кольцевого каркаса, имеющего поперечное сечение со смежными выступами и впадинами в радиальном направлении, установлен с возможностью примыкания выступов к внутренней поверхности фильтрующего элемента и впадин к наружной поверхности корпуса. Внутренняя поверхность каждой захватной втулки снабжена равномерно по ней распределенными радиальными углублениями, выполненными открытыми со стороны несущего корпуса и сквозными вдоль продольной оси захватной втулки. Наружная поверхность каждой захватной втулки и верхнего фланца модуля снабжены выступами. Корпус модуля в зоне размещения каждого подшипника скольжения снабжен, по меньшей мере, одним радиальным каналом и радиальным отверстием. Повышается надежность и долговечность эксплуатации, облегчается обслуживание, повышается производительность. 12 з.п. ф-лы, 7 ил.

Изобретение относится к оборудованию, применяемому при добыче нефти, а именно к скважинным расширяющимся фильтрам. Фильтр содержит опорную трубу с равномерно прорезанными по окружности продольными пазами с большим основанием внутри и меньшим снаружи. В пазы уложен разбухающий эластомер, поверх эластомера введены фильтрующие реечные щетки, способные к выдвижению наружу при разбухании эластомера. Форма корпуса реечных щеток соответствует форме продольного паза, а ширина корпуса превышает ширину меньшего основания паза. Упрощается конструкция, увеличивается производительность погружного насоса. 2 з.п. ф-лы, 6 ил.

Изобретение относится к скважинным фильтрам для очистки жидкостей от твердых частиц. Устройство содержит фильтрующий элемент из упругого материала, выполненный в форме трубчатого корпуса с щелевыми отверстиями, концы которых соединены между собой с образованием П-образных пластин. Фильтрующий элемент расположен с зазором между внутренним и наружным трубчатыми перфорированными каркасами, установленными с возможностью поворота и фиксации углового положения относительно друг друга. Фильтрующий элемент закреплен на наружном каркасе, внутренний каркас снабжен упорами, контактирующими с П-образными пластинами фильтрующего элемента. Повышается качество фильтрации за счет регулирования степени фильтрации, увеличивается надежность фильтра. 8 ил.
Наверх