Способ установки фильтра в скважине Российский патент 2021 года по МПК E21B43/08 

Изобретение относится к технологии добычи нефти из скважины, а именно к способу установки скважинных фильтров в скважинах, осложненных выносом песка, а также в наклонных скважинах.

Известен способ установки скважинного фильтра (патент RU №2378495, опубл. 10.01.2010), включающий спуск в пробуренную скважину, по меньшей мере, одного скважинного фильтра, установленного внизу обсадной колонны и содержащего срезаемые пробки. На каждый скважинный фильтр перед спуском в скважину устанавливают центратор, который фиксируют на свободной от фильтрующего элемента трубе скважинного фильтра, выше скважинных фильтров устанавливают пакеры, число которых соответствует числу 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 обсадной колонны и нагнетанием цементного раствора в затрубное пространство выше продуктивного пласта, после отвердения цемента производят разбуривание цементировочных пробок, седел пакеров и сбросовых элементов, а также срезают пробки всех фильтров. Скважинные фильтры устанавливают ниже хвостовика, который через разъединяющее устройство соединяют с транспортной колонной для доставки скважинных фильтров в составе хвостовика в скважину, причем после установки скважинных фильтров с хвостовиком на место транспортная колонна отстыковывается и извлекается из скважины. Ниже скважинных фильтров устанавливают обратный клапан и башмак.

Недостатками данного способа являются:

- во-первых, ограничения в реализации способа, так как данный способ применим только в процессе строительства скважины, но не позволяет реализовать его в действующей добывающей скважине, эксплуатация которой осложнена выносом песка;

- во-вторых, 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;

- в-третьих, 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.

Наиболее близким по технической сущности и достигаемому результату является способ установки гравийного фильтра в скважине (патент RU №2125645, опубл. 27.01.1999), включающий предварительную установку цементного моста в скважине ниже продуктивного пласта, спуск в скважину фильтра на рабочей колонне труб через муфту-переводник, установку фильтра на цементный мост напротив перфорационных отверстий продуктивного пласта скважины, создания гравийной набивки в фильтре закачкой в межтрубье (между эксплуатационной колонной и рабочими трубами) гравийной смеси с выходом жидкости на устье скважины по рабочей колонне труб, извлечение на поверхность рабочей колонны труб после отворота их в муфте-переводнике, спуск в скважину выше гравийного фильтра эксплуатационного оборудования (насос на колонне труб) и запуск скважины в эксплуатацию.

Недостатки данного способа:

- во-первых, низкая надежность установки фильтра в скважине. Это обусловлено тем, что для установки фильтра в скважине необходимо отвернуть рабочую колону труб с муфты переводника фильтра, а это проблематично особенно в наклонных скважинах, так как при попытке отворота рабочая колонна труб вращается вместе с фильтром и не отворачивается, вследствие отсутствия веса разгрузки (упора) на цементный мост. Кроме, того, если рабочую колонну труб удалось отвернуть от фильтра, то фильтр в скважине не отцентрован относительно оси скважины, так как после извлечения рабочей колонны труб фильтр снизу опирается на цементный мост, а верхний конец фильтра «свободен», при этом диаметр фильтра меньше внутреннего диаметра скважины. Поэтому происходит смещение фильтра относительно оси скважины, а в процессе эксплуатации скважины по мере выноса песка из перфорационных отверстий продуктивного пласта скважины происходит «заваливание» фильтра на одну сторону скважины. В результате фильтр теряет свою фильтрующую способность;

- во-вторых, длительность установки фильтра в скважине, обусловленная необходимостью набивки гравия в фильтр закачкой гравия через межтрубье скважины, после спуска фильтра в скважину;

- в-третьих, низкий срок службы фильтра в процессе эксплуатации скважины до наработки на отказ (засорения фильтра песком). Это происходит вследствие того, что при установке фильтра используют цементный мост, а так как забой скважины отсечен цементным мостом, поэтому отфильтрованный песок не имеет возможности оседать на забой скважины, а набивается в кольцевое пространство между фильтром и перфорационными отверстиями продуктивного пласта скважины, что приводит к резкому падению дебита нефти из скважины;

- в-четвертых, неэффективная фильтрация после установки фильтра в скважине, так как гравий набивается в фильтр без учета гранулометрического состава фильтруемого песка, поэтому тонкость фильтрации (пропускные размеры) фильтра не соответствует размеру зерен фильтруемого песка. В итоге песок с размерами зерен меньше канала гравийной набивки проходит сквозь фильтр и попадает на прием насоса эксплуатационного оборудования, сокращая тем самым межремонтный период работы скважины;

- в-пятых, высокие финансовые затраты извлечения фильтра из скважины. Это обусловлено тем, что для извлечения заполненного песком фильтра необходимо сначала промыть, а затем разбурить в скважине уплотненную песчаную пробку, образованную над фильтром в процессе эксплуатации скважины, затем отцентрировать завалившийся на одну сторону в скважине фильтр относительно оси скважины и только после этого произвести залавливание за «голову» фильтра и его извлечение.

Техническими задачами изобретения являются создание способа установки фильтра в скважине, позволяющего повысить надежность установки фильтра в скважине, сократить продолжительность установки фильтра в скважине, увеличить срок службы фильтра в процессе эксплуатации скважины, повысить эффективность фильтрации после установки фильтра в скважине, а также упростить и снизить финансовые затраты на извлечение фильтра из скважины.

Технические задачи решаются способом установки фильтра в скважине, включающим спуск фильтра на рабочей колонне труб в скважину с перфорационными отверстиями продуктивного пласта, установку фильтра в заданном интервале скважины, отсоединение рабочей колонны труб от фильтра и извлечение рабочей колонны труб из скважины, спуск в скважину эксплуатационного оборудования выше фильтра, эксплуатацию скважины.

Новым является то, что предварительно отбирают из скважины пробы нефти с выносимым песком и выполняют гранулометрический анализ зерен песка, содержащегося в нефти, затем в зависимости от размера зерен песка подбирают пропускной размер фильтра, далее подбирают наружный диаметр центратора с переточными каналами в зависимости от длины фильтра, устанавливаемого в скважине, после чего на устье скважины на нижний конец фильтра устанавливают заглушку и центратор с переточными каналами, затем нижний конец рабочей колонны труб снизу вверх оснащают фильтром, проходным разбуриваемым пакером с посадочным инструментом и спускают рабочую колонну труб в скважину так, чтобы нижний конец фильтра находился на 1-2 м выше кровли продуктивного пласта, создают гидравлическое давление в рабочей колонне труб и приводят в действие посадочный инструмент, производят посадку проходного разбуривамого пакера, после чего извлекают рабочую колонну труб с посадочным инструментом из скважины, далее спускают в скважину эксплуатационное оборудование и эксплуатируют скважину.

На фиг. 1-6 схематично и последовательно изображен способ установки фильтра в скважине.

Способ реализуется следующим образом.

Эксплуатируемая добывающая скважина 1 (см. фиг. 1-6) с перфорационными отверстиями 2 продуктивного пласта 3 осложнена выносом песка. Выносимый вместе с нефтью из продуктивного пласта 3 в полость скважины 1 песок осложняет эксплуатацию скважины тем, что «забивает» внутреннее пространство эксплуатационного оборудования (насос, колонна труб). Это приводит к резкому падению дебита нефти и сокращению межремонтного периода работы скважины. Для минимизации негативного воздействия выноса песка в скважину 1 устанавливают фильтр 4 (см. фиг. 1-4).

Перед спуском фильтра 4 в скважину 1 из нее отбирают пробы нефти с выносимым песком. Например, на устье скважины 1 открывают линейную задвижку (на фиг. 1-6 не показано) и сливают нефть с выносимым песком в объеме 1 литр в емкость (отбирают пробу). В лабораторных условиях, например по ГОСТ 12536-2014 выполняют гранулометрический анализ зерен песка, содержащихся в пробе нефти. Результат представлен в таблице.

Таблица

Размер зерен песка, мм свыше 0,25 0,25-0,15 0,15-0,1 менее 0,1 Процент содержания в пробе, % 23 32 43 2

Далее в зависимости от размера зерен песка по результатам гранулометрического анализа зерен песка, содержащихся в пробе нефти, подбирают пропускной размер - s фильтра 4.

Как видно из таблицы 98% зерен песка имеют размер от 0,1 мм и выше, поэтому применяют фильтр 4 с размером s (щелей) равным 0,1. Например применяют щелевой фильтр марки ФСЩ, выпускаемый ООО «Росфин» (Российская Федерация, г. Самара).

Длину - L фильтра 4 выбирают в зависимости от высоты продуктивного пласта 3. Например, высота продуктивного пласта составляет 4 м, тогда длина фильтра 4: L=4 м.

С целью максимально точного центрирования фильтра 4 относительно оси скважины 1 опытным путем в зависимости от длины - L фильтра 4 подбирают наружный диаметр D_ц центратора 5 (см. фиг. 1-4) с переточными каналами 6 по следующей зависимости с учетом внутреннего диаметра скважины - D:

Фильтр 4 имеет длину L менее 1 м, тогда наружный диаметр центратора: D_ц=0,9·D;

Фильтр 4 имеет длину L от 1 до 5 м, тогда наружный диаметр центратора: D_ц=0,85·D;

Фильтр 4 имеет длину L более 5 м, тогда наружный диаметр центратора: Dц=0,8·D.

Например, скважина 1 имеет эксплуатационную колонну диаметром 168 мм с толщиной стенки 8 мм по ГОСТ 632-80. Тогда 168 мм-2·8 мм=152 мм.

Примем внутренний диаметр скважины D=152 мм=0,152 м:

Если L=0,9 м, то D_ц=0,9·D=0,9·0,152 м=0,13 м;

Если L=4 м, то D_ц=0,85·D=0,85·0,152 м=0,12 м;

Если L=7 м, то D_ц=0,8·D=0,8·0,152 м=0,12 м.

Установив размер щели фильтра 4 s=0,1 мм, а также длину L=4 м фильтра 4 и наружный диаметр центратора 5: D_ц=0,12 м=120,0 мм на устье скважины 1 на нижний конец фильтра 4 устанавливают заглушку 7 (см. фиг. 1-4) и центратор 5 с переточными каналами 6.

В качестве центратора 5 с переточными каналами 6 используют, например центратор прямоточный жесткий, изготавливаемый ОАО «Тяжпрессмаш» (Российская Федерация, г. Рязань). Переточные каналы 6 центратора 5 обеспечивают беспрепятственный переток добываемой нефти через центратор 5. Например, на наружной поверхности центратора 5 выполнено четыре переточных канала 6.

Затем нижний конец рабочей колонны труб (на фиг. 1-6 не показано) снизу вверх оснащают заглушенным снизу фильтром 4 с центратором 5 с переточными каналами 6 и проходным разбуриваемым пакером 8 (см. фиг. 1-3), имеющим манжету 9 (см. фиг. 1-2) с посадочным инструментом (на фиг. 1-6 не показано).

В качестве рабочей колонны труб, например применяют колонну насосно-компрессорных труб наружным диаметром 73 мм с толщиной стенки 7 мм по ГОСТ 633-80.

В качестве проходного разбуриваемого пакера 8, например, используют проходной разбуриваемый пакер производства ООО «Нефтяник» (Российская Федерация, Республика Татарстан, г. Бугульма).

Спускают рабочую колонну труб в скважину 1 так, чтобы нижний торец заглушки 7 находился на расстоянии h=1-2 м выше кровли продуктивного пласта, например h=1,5 м.

Создают гидравлическое давление, например 9,0 МПа в рабочей колонне труб с помощью насосного агрегата (на фиг. 1 не показано), благодаря чему приводят в действие посадочный инструмент, с помощью которого производят посадку разбуривамого пакера 8 в скважине 1, при этом после посадки проходного разбуриваемого пакера 8 в скважине его манжета 9 герметично прижимается к внутренним стенкам скважины 1.

После чего извлекают рабочую колонну труб с посадочным инструментом из скважины 1. Далее спускают в скважину 1 эксплуатационное оборудование, например, электроцентробежный насос на колонне труб (на фиг. 1-6 не показано) и эксплуатируют скважину 1.

В процессе эксплуатации скважины нефть из перфорационных отверстий 2 (см. фиг. 2) продуктивного пласта 3 через переточные каналы 6 центратора 5 попадает во внутреннее пространство 10 (см. фиг. 2) фильтра 4 и через внутреннее пространство 11 (см. фиг. 2) проходного разбуриваемого пакера 8 поднимается в надпакерное пространство 12 (см. фиг. 2) на прием насоса (на фиг. 1-6 не показано), а песок фильтруется на фильтре 4. Отфильтрованная от песка нефть из надпакерного пространства 12 насосом по колонне труб перекачивается на устье, а отфильтрованный песок 13 (см. фиг. 2-5) оседает на забой 14 скважины.

Проходной разбуриваемый пакер 8:

- во-первых, обеспечивает нахождение фильтра 4 в подвешенном состоянии в скважине 1, благодаря чему продлевается срок службы фильтра до наступления межремонтного периода работы скважины по причине засорения фильтра песком, так как отфильтрованный песок оседает на забой скважины, а не напротив интервала перфорации как в прототипе;

- во-вторых, центрирует фильтр относительно оси скважины, благодаря чему повышается надежность установки фильтра в скважине 1.

После эксплуатации скважины, например через 6 месяцев работы, скважину 1 останавливают для исследования продуктивного пласта 3. Для этого извлекают фильтр 4 из скважины 1.

Сначала из скважины 1 извлекают эксплуатационное оборудование. Далее на колонне технологических труб 15 (см. фиг. 3) спускают кольцевой фрез 16 и фрезеруют разбуриваемый пакер 8 с манжетой 9 до провала остатков отфрезерованного разбуриваемого пакера 8 и фильтра 4 на забой 14 скважины 1. После чего из скважины 1 извлекают колонну технологических труб 15 с кольцевым фрезом 16. Детали разбуриваемого пакера изготовлены из чугуна, поэтому легко разбуриваются кольцевым фрезом 16.

В качестве кольцевого фреза 16 применяют, например кольцевой фрез, выпускаемый АР «СибТрейдСервис» (Российская Федерация, г. Самара).

В качестве технологических труб 15 используют, например колонну труб диаметром 73 мм с толщиной стенки 9 мм по ГОСТ 631-75.

Затем спускают в скважину колонну технологических труб 15 (см. фиг. 4) с ловильным инструментом 17, имеющим внутренний захват. Так как остатки отфрезерованного разбуриваемого пакера с фильтром отцентрованы относительно оси скважины центратором с переточными каналами, то с помощью ловильного инструмента 17, например с помощью внутренней труболовки захватывают остатки отфрезерованного разбуриваемого пакера 8 за его внутреннюю поверхность 18 (см. фиг. 4). После чего извлекают колонну технологических труб 15 с ловильным инструментом 17 и остатками офрезерованного разбуриваемого пакера 8 с фильтром 4 из скважины 1.

В качестве ловильного инструмента 17 применяют, например применяют труболовку внутреннюю механическую марки ТВМ-73, выпускаемую ООО НПФ «Технология» (Российская федерация, Республика Башкортостан, г. Уфа).

Спускают в скважину колонну промывочных труб 19 (см. фиг. 5), оснащенную на конце пером-рыхлителем 20. Вымывают с забоя 14 скважины отфильтрованный песок 13 (см. фиг 5 и 6). Извлекают из скважины колонну промывочных труб 19 с пером-рыхлителем 20.

В качестве колонны промывочных труб 19, например применяют колонну насосно-компрессорных труб наружным диаметром 73 мм с толщиной стенки 7 мм по ГОСТ 633-80.

Повышается надежность установки фильтра в скважине, что обусловлено:

- во-первых, гидравлической посадкой разбуриваемого пакера с фильтром, т.е. полностью отсутствует риск не отворота (не отсоединения) рабочей колонны труб от фильтра, не только в вертикальных, но и в наклонных скважинах, так как успешность отворота фильтра от рабочей колонны труб не зависит от разгрузки веса (упора) фильтра на цементный мост , как в прототипе;

- во-вторых, центратор, наружный диаметр которого подбирают опытным путем точно центрирует фильтр относительно оси скважины. Это исключает смещение фильтра относительно оси скважины после извлечения рабочей колонны труб из скважины и в процессе эксплуатации скважины. В результате фильтр сохраняет свою фильтрующую способность.

В два раза сокращается время установки фильтра в скважине, так как пропускная способность фильтра подбирается заранее в зависимости от размера зерен песка, выносимого с нефтью, поэтому исключена необходимость набивки гравия в фильтр закачкой гравия через межтрубье скважины, после спуска фильтра в скважину, при этом установка фильтра осуществляется вместе с разбуриваемым пакером за счет гидравлической посадки последнего в течение 10-15 минут.

Увеличивается срок службы фильтра в процессе эксплуатации скважины до наработки на отказ (засорения фильтра песком). Это происходит вследствие того, что фильтр висит на нижнем конце разбуриваемого пакера, а не упирается в цементный мост, поэтому отфильтрованный на фильтре песок скапливается на забой скважины, откуда затем вымывается промывкой. Это исключает резкое падение дебита нефти в процессе эксплуатации скважины.

Повышается эффективность фильтрация после установки фильтра в скважине, так как пропускная способность фильтра подбирается заранее в зависимости от размера зерен песка, благодаря гранулометрическому анализу проб нефти с выносимым из скважины 1 песком. Поэтому максимальный объем песка (98%) не проходит сквозь фильтр и не попадает на прием насоса эксплуатационного оборудования, а отфильтровывается на забой скважины. В связи с чем повышается межремонтный период работы скважины.

В полтора раза снижаются финансовые затраты на извлечение фильтра из скважины, так как для извлечения фильтра из скважины необходимо разфрезеровать разбуриваемый пакер, спустить ловильный инструмент в скважину, заловить отцентрованный в скважине с помощью центратора остатки офрезерованного разрбуриваемого пакера с фильтром и извлечь из скважины остатки отфрезерованного разрбуриваемого пакера с фильтром на поверхность.

Способ установки скважинного фильтра в скважине и его извлечения позволяет:

- повысить надежность установки фильтра в скважине;

- сократить время установки фильтра в скважине;

- увеличить срок службы фильтра в процессе эксплуатации скважины до наработки на отказ;

- повысить эффективность фильтрации после установки фильтра в скважине;

- упростить и снизить финансовые затраты на извлечение фильтра из скважины.

Изобретение относится к технологии добычи нефти из скважины, а именно к способу установки фильтров в скважинах, осложненных выносом песка, а также в наклонных скважинах. При осуществлении способа предварительно отбирают из скважины пробы нефти с выносимым песком и выполняют гранулометрический анализ зерен песка, содержащегося в нефти, в зависимости от размера зерен песка подбирают пропускной размер фильтра, далее подбирают наружный диаметр центратора с переточными каналами в зависимости от длины фильтра, устанавливаемого в скважине, после чего на устье скважины на нижний конец фильтра устанавливают заглушку и центратор с переточными каналами. Нижний конец рабочей колонны труб снизу вверх оснащают фильтром, проходным разбуриваемым пакером с посадочным инструментом и спускают рабочую колонну труб в скважину так, чтобы нижний конец фильтра находился на 1-2 м выше кровли продуктивного пласта, создают гидравлическое давление в рабочей колонне труб и приводят в действие посадочный инструмент, производят посадку проходного разбуривамого пакера, после чего извлекают рабочую колонну труб с посадочным инструментом из скважины, далее спускают в скважину эксплуатационное оборудование и эксплуатируют скважину. Повышается надежность и сокращается время установки фильтра в скважине, увеличивается срок службы и эффективность фильтрации. 1 табл., 6 ил.

Способ установки фильтра в скважине, включающий спуск фильтра на рабочей колонне труб в скважину с перфорационными отверстиями продуктивного пласта, установку фильтра в заданном интервале скважине, отсоединение рабочей колонны труб от фильтра и извлечение рабочей колонны труб из скважины, спуск в скважину эксплуатационного оборудования выше фильтра, эксплуатацию скважины, отличающийся тем, что из скважины отбирают пробы нефти с выносимым песком и выполняют гранулометрический анализ зёрен песка, содержащегося в нефти, затем в зависимости от размера зёрен песка подбирают пропускной размер фильтра, далее подбирают наружный диаметр центратора с переточными каналами в зависимости от длины фильтра, устанавливаемого в скважине, после чего на устье скважины на нижний конец фильтра устанавливают заглушку и центратор с переточными каналами, затем нижний конец рабочей колонны труб снизу вверх оснащают фильтром, проходным разбуриваемым пакером с посадочным инструментом и спускают рабочую колонну труб в скважину так, чтобы нижний конец фильтра находился на 1-2 м выше кровли продуктивного пласта, создают гидравлическое давления в рабочей колонне труб и приводят в действие посадочный инструмент, производят посадку проходного разбуривамого пакера, после чего извлекают рабочую колонну труб с посадочным инструментом из скважины, далее спускают в скважину эксплуатационное оборудование и эксплуатируют скважину.