КОЛЬЦЕВОЙ ОГРАНИЧИТЕЛЬ ЖИДКОСТИ, ГАЗА ИЛИ ГАЗОЖИДКОСТНОЙ СМЕСИ В СКВАЖИНЕ

Техническое решение относится к области добычи углеводородов, а именно к области добычи газожидкостной смеси углеводородов, и может быть использовано при эксплуатации промысловых скважин.
В известных устройствах для обеспечения равномерной раздачи рабочей среды в пласт выполнены два канала ее подвода - внутренний и внешний по кольцевому зазору. На входе в кольцевой зазор установлены сопловые ограничители, выполненные из керамического материала. Задача этих ограничителей состоит в существенном (несколько десятых долей МПа) понижении давления за ними. Это достигается за счет больших скоростей потока (примерно 50-100 м/с) непосредственно в тракте течения керамической вставки.
Однако известные устройства (дроссели) не позволяют избежать прорыва природного газа в из нефтегазоносного пласта в собирающую или общую трубу.
Для предотвращения прорыва газа из нефтеносного пласта в скважину было предложено использовать (RU, патент 2196892) систему для добычи жидкостей из пласта у забоя скважины через эксплуатационную колонну насосно-компрессорных труб, содержащую забойный инжектор, обеспечивающий прохождение пластовых флюидов через инжектор в эксплуатационную колонну насосно-компрессорных труб и предотвращающий прохождение газов через инжектор, расположенный над забойным инжектором пакер для герметизации кольцевого пространства скважины в радиальном направлении от эксплуатационной колонны насосно-компрессорных труб, вентиляционную трубу, герметично проходящую вверх через пакер таким образом, что газы проходят через вентиляционную трубу в кольцевое пространство над пакером, и одно или более сквозных отверстий, сообщающих кольцевое пространство над пакером с эксплуатационной колонной насосно-компрессорных труб над пакером с обеспечением прохождения флюида. Система также может содержать смещенный обратный клапан, расположенный вдоль вентиляционной трубы, так что давление газа ниже пакера поддерживает требуемый уровень жидкости в кольцевом пространстве над пакером, а также обратный клапан, расположенный вдоль эксплуатационной колонны насосно-компрессорных труб ниже одного или более сквозных отверстий, для предотвращения возврата в инжектор флюида, прошедшего через обратный клапан. Кроме того, система может дополнительно содержать одну или более выкидных линий, сообщающихся для прохождения флюида с эксплуатационной колонной насосно-компрессорных труб в месте расположения выше обратного клапана так, что флюид проходит через обратный клапан и выходит из выпускного отверстия в выкидную линию в месте расположения выше одного или более сквозных отверстий и флюид возвращается из кольцевого пространства в эксплуатационную колонну насосно-компрессорных труб через одно или более сквозных отверстий в месте расположения ниже выпускного отверстия выкидной линии. Предпочтительно обратный клапан расположен ниже пакера и внутри забойного инжектора.
Недостатком известной системы следует признать ее сложность, невысокую эффективность, высокую металлоемкость и, следовательно, значительную массу.
Также было предложено использовать для прорыва газа из нефтеносного пласта в скважину (RU, патент 2196892) систему добычи жидкостей из пласта у забоя скважины через эксплуатационную колонну насосно-компрессорных труб, содержащую верхний горизонтальный ствол, отходящий от практически вертикального ствола скважины в газовую шапку пласта, нижний горизонтальный ствол, отходящий от практически вертикального ствола скважины в пласт, несущий жидкость, забойный инжектор практически вертикального ствола скважины для пропускания пластовых флюидов через инжектор и в эксплуатационную колону насосно-компрессорных труб при предотвращении прохождения газов через инжектор, пакер, расположенный в практически вертикальном стволе скважины над забойным инжектором и выше газовой шапки пласта для изоляции скважинного кольцевого пространства в радиальном направлении от эксплуатационной колонны насосно-компрессорных труб так, что газы, не пропускаемые в эксплуатационную колонну насосно-компрессорных труб через инжектор, остаются в забое скважины за счет пакера для прохождения через верхний горизонтальный ствол, что способствует добыче пластовых флюидов из нижнего горизонтального ствола. Система может дополнительно содержать жидкостную линию нагнетания, проходящую от поверхности и герметично через пакер для нагнетания выбранного закачиваемого газа ниже пакера и через верхний горизонтальный ствол для усиления газовой шапки, а также одно или более сквозных отверстий, устанавливающих сообщение для прохождения флюида между кольцевым пространством над пакером и эксплуатационной колонной насосно-компрессорных труб над пакером для поддержания уровня жидкости в кольцевом пространстве над пакером.
Недостатком известной системы следует признать ее сложность, невысокую эффективность, высокую металлоемкость и, следовательно, значительную массу.
Выше указанные недостатки известных систем, предотвращающих прорыв газа из нефтеносного пласта в скважину, привели к необходимости создания устройства - ограничителя, выполняющего указанную функцию предотвращения.
Ограничитель предполагается устанавливать сразу за дросселем по ходу потока жидкости. Задача ограничителя состоит в уменьшении расхода газа при его возможном прорыве из нефтеносного пласта в собирающую или общую трубу, где накапливается нефть, откуда ее насосами подают наверх.
В ходе проведения патентного поиска не выявлено устройств, которые могут быть использованы в качестве аналога разработанного устройства.
Техническая задача, решаемая посредством применения разработанного устройства, состоит в уменьшении последствий прорыва газа из нефтедобывающего пласта в скважину.
Технический результат, получаемый при реализации разработанного устройства, состоит в повышении эффективности предотвращения прорыва газа из нефтесодержащего пласта в скважину при одновременном упрощении конструкции и способа его применения.
Для достижения указанного технического результата предложено использовать ограничитель жидкости, газа или газожидкостной смеси в скважине. Разработанный кольцевой ограничитель потока жидкости, газа или газожидкостной смеси в скважине содержит, по меньшей мере, один фрагмент ограничения потока, входная часть которого содержит, по меньшей мере, один входной канал, выходной участок ограничительного фрагмента выполнен с дискретно увеличивающейся площадью проходного сечения и содержит, по меньшей мере, одну ступень с двумя выходами, между входным и выходным участками расположена горловина ограничительного фрагмента. В состав разработанного ограничителя могут входить два и более указанных фрагмента, подключенных последовательно. При использовании во входном участке фрагмента более одного канала все используемые каналы предпочтительно соединены между собой со стороны, противоположной входу. Соединение может быть выполнено, в частности, в виде общего канала, к которому подключены все входные каналы. В некоторых вариантах реализации ограничитель может содержать, по меньшей мере, две и более последовательно установленные дискретные ступени расширения потока. Каналы ступени расширения потока относительно продольной оси ограничительного устройства могут быть расположены под произвольным углом. Также стенки каналов могут быть выполнены сходящимися или расходящимися. Горловина ограничительного фрагмента может быть выполнена без использования боковой подачи потока, а также с, по меньшей мере, одним боковым входом потока. Канал бокового входа потока может быть расположен со стороны выхода ограничительного устройства и входить, по меньшей мере, в одну горловину ограничительных фрагментов. Кромки канала при сопряжении горловины и бокового входа потока могут быть выполнены острыми или скругленными. Отношение площадей проходного сечения горловины и канала бокового потока выполнено произвольным.
Количество (фрагментов и ступеней зависит от условий эксплуатации и устройства.
Ограничивать прорыв газа из нефтесодержащего пласта в скважину можно тремя способами: уменьшением площади проходного сечения, большим гидравлическим сопротивлением и введением в проточную часть устройства дополнительного расхода, к примеру, со стороны выхода. Наилучшие результаты по ограничению потока получаются тогда, когда все три выше перечисленных фактора действуют одновременно. При этом устройство не перекрывает расход среды, а лишь ограничивает его значение на определенном уровне. Принимая это во внимание можно техническими мерами предотвратить выход из строя всей конструкции в целом. Разработанная конструкция ограничителя отвечает этим условиям.
Расход через ограничитель определяется площадью проходного сечения горловины и скоростью потока в ней. В горловине реализуется наибольшая скорость из-за минимального проходного сечения. При этом величина статического давления среды в горловине может оказаться ниже, чем на выходе из ограничительного устройства. Поэтому возможно реализовать ток среды с выхода в горловину ограничителя (поток идет из области большего в область меньшего давления).
При входе в горловину этот возвратный ток частично отжимает основной поток среды. Тем самым получается не только геометрическое, но и дополнительное гидродинамическое пережатие проходного сечения горловины, что приводит к увеличению общего гидравлического сопротивления устройства и, как следствие, уменьшению расхода среды через ограничитель в целом.
Разработанное техническое решение проиллюстрировано на фиг.1, 2 и 3, где приведены соответственно вид устройства в разрезе и виды устройства без корпуса. Устройство содержит корпус 1, тело ограничителя 2, каналы ограничителя 3, отверстия 4 и отводящую трубу 5.
Разработанное устройство работает следующим образом. Поток жидкости, газа или смеси подходит к устройству по кольцевому каналу, образованному отводящей трубой 5 и корпусом устройства. Далее через сеть каналов ограничителя 2 и отверстия 4 попадает в отводящую трубу 5.
Использование ограничителя разработанной конструкции позволяет без усложнения промыслового оборудования, опущенного в скважину, практически полностью избежать последствий прорыва газа из нефтесодержащего пласта в скважину.