Способ обработки призабойной зоны пласта и скважинная установка для его осуществления



Способ обработки призабойной зоны пласта и скважинная установка для его осуществления
Способ обработки призабойной зоны пласта и скважинная установка для его осуществления

 


Владельцы патента RU 2485299:

Камалов Рустэм Наифович (RU)
Лысенков Александр Петрович (RU)

Группа изобретений относится к нефтедобывающей промышленности в части обработки призабойной зоны продуктивного пласта. Обеспечивает повышение эффективности способа и надежности работы устройства, а также расширение технологических возможностей и условий эксплуатации в различных типах скважин при их освоении, восстановлении и увеличении производительности. Сущность изобретения: способ включает спуск в скважину корпуса с каналом для сообщения с межтрубным пространством, закрытым опорной втулкой, изоляцию межтрубного пространства от внутреннего объема колонны насосно-компрессорных труб выше кровли продуктивного пласта, закачку технологических жидкостей в продуктивный пласт, создание депрессии и откачку пластовой среды при регулируемом с помощью струйного насоса забойном давлении. Согласно изобретению ниже корпуса устанавливают регулятор расхода, рабочую жидкость закачивают через опорную втулку и регулятор расхода, регистрируют приемистость призабойной зоны пласта. По величине приемистости определяют объем рабочей жидкости для продавки в пласт технологических жидкостей. Затем через опорную втулку и регулятор расхода закачивают технологические жидкости в пласт и продавливают вышеопределенным объемом рабочей жидкости. При этом регистрируют приемистость призабойной зоны пласта, по величине которой устанавливают диаметры сопла и камеры смешения струйного насоса для достижения оптимальной производительности при откачке пластовой среды. Затем спускают в скважину струйный насос и откачивают жидкость из пласта. 2 н. и 21 з.п. ф-лы, 2 ил.

 

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть использовано для восстановления и увеличения производительности призабойной зоны пласта с использованием специального гидродинамического оборудования.

Известен способ работы струйной установки при проведении скважинных работ (RU №2287095, 10.11.2006), согласно которому в скважину на колонне насосно-компрессорных труб опускают корпус с перепускными окнами и установленной в ней подпружиненной опорной втулкой. Изолируют межтрубное пространство выше кровли продуктивного пласта. Затем с помощью канатной техники опускают струйный насос в опорную втулку совместно с приборами регистрации. Через межтрубное пространство подают рабочую жидкость в перепускные окна, смещают вниз опорную втулку и открывают вход в сопло струйного насоса. Создают регулируемую депрессию на забое скважины и откачивают пластовую среду с регистрацией физических параметров. Извлекают струйный насос из скважины, проводят акустическое воздействие, закачивают химические реагенты и другие технологические жидкости в пласт.

Из этого же патента известно устройство скважинной струйной установки, содержащей колонну насосно-компрессорных труб с установленным на ней корпусом с перепускными окнами и подпружиненной опорной втулкой с перепускными отверстиями, фланцем и седлом для установки вкладыша со струйным насосом. Вкладыш со струйным насосом снабжен каналом подвода активной среды в сопло струйного насоса и каналом подвода откачиваемой среды. В нижнем положении опорной втулки канал подвода активной среды сообщен с окружающим корпус пространством через перепускные отверстия и перепускные окна, а в верхнем положении перепускные окна корпуса перекрыты стенкой опорной втулки.

Способ и устройство для его осуществления позволяют проводить измерения на забое в режиме регулируемой депрессии и проводить различные исследовательские работы, ремонт и освоение скважин. К недостаткам при ремонте и освоении можно отнести ненадежную фиксацию опорной втулки в корпусе и неэффективную герметизацию межтрубного пространства перепускными окнами от избыточного давления при закачке жидкости в пласт. Подача рабочей жидкости через межтрубное пространство в сопло струйного насоса ограничивает способ применения установки по давлению, действующего на обсадную колонну, что снижает величину производительности по откачиванию пластовой среды.

В наиболее близком изобретении (RU №2287723, 20.11.2006) указанная задача решается, а технический результат достигается за счет того, что в способе обработки продуктивного пласта с помощью скважинной струйной установки на колонне труб спускают в скважину корпус с выходным каналом, в котором установлен струйный насос и который закрыт опорной втулкой с седлом, изоляцию межтрубного пространства от внутреннего объема колонны насосно-компрессорных труб выше кровли продуктивного пласта, закачку химических реагентов в продуктивный пласт. Устанавливают в седло опорной втулки технологическую вставку, смещают ее и проводят дренирование скважины с удалением из пласта продуктов реакции при регулируемой с помощью струйного насоса депрессией и периодическим замером дебитов и непрерывной регистрацией забойного давления. Вновь меняют вставку, проводят повторное дренирование и регистрируют кривую восстановления забойного давления.

Наиболее близкой к изобретению по технической сущности и достигаемому результату является скважинная струйная установка из того же патента, содержащая спускаемые в скважину пакер и корпус со струйным насосом, каналом подвода откачиваемой среды, канал подвода рабочей среды в сопло и выходом из диффузора в межтрубное пространство. В корпусе установлена опорная втулка, подпружиненная относительно корпуса, с седлом для сменных вставок и перепускными отверстиями. В верхнем положении опорной втулки каналы подвода рабочей и откачиваемой среды перекрыты последней, а в нижнем положении опорной втулки ее верхний торец расположен ниже входного отверстия в канал подвода рабочей среды, при этом перепускные отверстия опорной втулки сообщены с входом в канал откачиваемой из скважины среды.

Способ обработки продуктивного пласта и устройство для его осуществления предназначены для интенсивного воздействия за счет подачи под большим давлением химических реагентов по колонне труб и закачке их в пласт, а также возможности осуществления высоких напорных режимов при работе струйного насоса, что обеспечивает достижение значительной производительности по откачке пластовой жидкости. Однако процесс дренирования с откачкой жидкости из пласта приостанавливается для замены технологических вставок, выполняющих ограниченные технологические операции. Выполнение струйного насоса в теле корпуса, который спускают в скважину, увеличивает геометрические параметры установки и ограничивает применение в скважинах, имеющих небольшие диаметры, а использование каротажного кабеля ограничивает ее применение в наклонных и горизонтальных скважинах. Неустойчивое положение опорной втулки вверху при движении жидкости через нее приводит к непроизвольной разгерметизации межтрубного пространства и воздействию избыточного давления на обсадную колонну.

Задачей изобретения является повышение эффективности работы устройства при увеличении надежности, а также расширение технологических возможностей и условий эксплуатации установки в различных типах скважин с целью освоения, восстановления и увеличения производительности.

В части способа обработки призабойной зоны пласта решение задачи достигается тем, что в известном способе, включающем спуск в скважину корпуса с каналом для сообщения с межтрубным пространством, закрытым опорной втулкой, изоляцию межтрубного пространства от внутреннего объема колонны насосно-компрессорных труб (НКТ) выше кровли продуктивного пласта, закачку технологических жидкостей в продуктивный пласт, создание депрессии и откачку пластовой среды при регулируемом с помощью струйного насоса забойном давлении, согласно изобретению, ниже корпуса устанавливают регулятор расхода, рабочую жидкость закачивают через опорную втулку и регулятор расхода, регистрируют приемистость призабойной зоны пласта, по величине которой определяют объем рабочей жидкости для продавки в пласт технологических жидкостей, затем через опорную втулку и регулятор расхода закачивают технологические жидкости в пласт и продавливают вышеопределенным объемом рабочей жидкости, при этом регистрируют приемистость призабойной зоны пласта, по величине которой устанавливают диаметры сопла и камеры смешения струйного насоса для достижения оптимальной производительности при откачке пластовой среды, затем спускают в скважину струйный насос и откачивают жидкость из пласта.

При недостаточной приемистости призабойной зоны пласта, необходимой для закачки технологических жидкостей, целесообразно, с целью разрушения кольматанта, заполняемого поровое пространство призабойной зоны и снижающего его проницаемость, произвести упругое воздействие в интервале продуктивного пласта.

Депрессию возможно регулировать напором, создаваемым при подаче рабочей жидкости насосным агрегатом в сопло струйного насоса, а также при прекращении ее подачи. В некоторых случаях при прекращении подачи рабочей жидкости на сопло струйного насоса можно регистрировать восстановление забойного давления.

Иногда окончание обработки целесообразно проводить в режиме регулируемой депрессии с помощью снижения уровня жидкости в скважине.

В качестве технологических жидкостей можно использовать тампонажные составы для проведения водоизоляционных работ, жидкости глушения для поглощающих интервалов продуктивного пласта или жидкость гидроразрыва, кислотные растворы, нефтекислотные эмульсии и газожидкостные смеси, а в качестве рабочей жидкости использовать пластовую воду или товарную нефть.

При недостаточно эффективном воздействии на призабойную зону пласта с помощью технологических жидкостей или пошаговом увеличении радиуса воздействия, или при переходах на другие интервалы пласта целесообразно закачку, а также извлечение пластовой среды, сформированной в процессе этого воздействия, производить в два и более цикла.

Спуск в скважину струйного насоса возможно производить с помощью канатной техники или в режиме свободного падения.

Целесообразно ограничивать снижение забойного давления до определенной величины, при которой сохраняются эффективное сечение поровых каналов для дренирования пластовой среды и целостность обсадной колонны. При этом давление регулируют с помощью производительности струйного насоса и регулятора давления.

В части устройства указанная задача решается тем, что в известной скважинной установке, содержащей спускаемые в скважину струйный насос и смонтированные на НКТ снизу вверх пакер и корпус с каналами для откачивания среды и для сообщения с межтрубным пространством, а также с установленной с возможностью осевого перемещения опорной втулкой с седлом и проходным каналом, при этом вход в канал для сообщения с межтрубным пространством перекрыт стенками опорной втулки в ее исходном верхнем положении, согласно изобретению, корпус дополнительно снабжен центральным каналом переменного диаметра с седлом в его верхней части, выполненным на меньшем диаметре, а на входе в корпус установлено седло корпуса, между этими седлами выполнена приемная камера, вход в канал для сообщения с межтрубным пространством выполнен в верхней части большего диаметра, а в его нижней части установлен стопор для ограничения хода опорной втулки вниз и дроссель для регулирования ее скорости, опорная втулка снабжена цилиндрической поверхностью переменного диаметра, соразмерной центральному каналу, с установленными на ней уплотнительными кольцами и седлом в верхней части, приемная камера и пространство под корпусом сообщены каналом для откачивания среды, спускаемый струйный насос состоит из корпуса, с установленными внутри соплом, камерой смешения и диффузором, а снаружи снабженного клапаном для седла корпуса, клапаном для седла центрального канала и клапаном для седла проходного канала, со стороны сопла корпус струйного насоса соединен с фильтром, в корпусе струйного насоса выполнены приемные окна между соплом и камерой смешения и выходные окна, сообщенные с диффузором, по крайней мере, один из трех клапанов выполнен неподвижным в осевом направление, ниже пакера с якорем установлен хвостовик с регулятором расхода с площадью проходного сечения меньшей, чем площадь сечения проходного канала.

Для изоляции межтрубного пространства от внутреннего пространства НКТ опорную втулку фиксируют в верхнем положении с помощью срезаемой шпильки, установленной одновременно в корпусе и теле опорной втулки, при этом срезаемая часть шпильки может быть расположена в опорной втулке. Опорную втулку целесообразно удерживать с помощью пружины, установленной под опорной втулкой, в случае повторения режимов закачки и откачки. При повторении режимов откачки и закачки в пласт жидкостей перемещать опорную втулку с установленным в ней струйным насосом возможно с помощью изменения направления рабочего потока. Для этого целесообразно в проходном канале опорной втулки установить обратный клапан, при этом фиксировать опорную втулку в верхнем положении желательно с помощью шарикового фиксатора, когда шарик подпружинен и установлен одновременно в теле опорной втулки и в корпусе. Возврат в верхнее исходное положение при этом возможно осуществить и с помощью дополнительной пружины, установленной ниже опорной втулки.

Целесообразно, чтобы между пакером с якорем и корпусом был установлен регулятор давления для регулирования максимальной величины депрессии.

При прекращении откачивания пластовой среды и во избежание попадания жидкости обратно в пласт целесообразно установить обратный клапан в приемной камере корпуса, перекрывающего канал откачивания среды. В том случае когда решение о необходимости установки обратного клапана принимается в ходе обработки призабойной зоны пласта, целесообразно выполнить его на корпусе спускаемого струйного насоса, а в корпусе предварительно установить дополнительное седло выше седла для центрального канала, при этом выход канала для откачивания среды в приемную камеру выполнить между этими седлами. Для предварительного уплотнения целесообразно обратные клапаны устанавливать совместно с пружинами

Для записи текущих гидродинамических параметров целесообразно использовать спускаемый струйный насос совместно с установленным внизу автономным регистрирующим прибором, который присоединен к клапану для проходного канала и выполнен с внешним диаметром меньшим, чем диаметр проходного канала.

В случае когда по окончании работ необходимо предупредить попадание скважинной жидкости в обработанную призабойную зону, целесообразно выше корпуса на НКТ установить, по крайней мере, одну пусковую муфту с обратным клапаном и с помощью, например, компрессора удалить жидкость из скважины.

Установленный в хвостовике регулятор расхода целесообразно выполнить в виде гидродинамического генератора колебаний расхода, для совмещения функций поддержания среднего расхода с генерацией упругих колебаний, энергию которых концентрируют в интервале продуктивного пласта для дополнительного воздействия.

Целесообразно, чтобы на фильтре струйного насоса были установлены центраторы и наконечник для направленного движения корпуса струйного насоса внутри НКТ и для соединения с устройством канатной техники.

Для регулируемого и плавного спуска струйного насоса внутри НКТ, осуществляемого в режиме свободного падения, целесообразно установить на наконечнике обратный клапан в виде, например, диска с отверстиями, которые перекрываются при спуске струйного насоса и которые открываются при подаче рабочей жидкости на сопло.

Принципиальные различия известного и заявляемого изобретения, а также преимущества последнего заключаются в том, что технологические жидкости продавливают в пласт определенным объемом рабочей жидкости, величина которого рассчитывается с помощью программы, учитывающей, в частности, такие параметры, как время активности в породе пласта закачиваемых компонентов технологической жидкости, закачиваемый объем на погонный метр толщины пласта, приемистость и др. Это обеспечивает возможность предварительного расчета радиуса проникновения технологических жидкостей в призабойную зону пласта с учетом предварительной регистрации ее приемистости. Повторное определение приемистости в конце продавливания позволяет рассчитать оптимальную производительность струйного насоса по откачке пластовой среды из объема призабойной зоны и установить для этого сопло и камеру смешения с соответствующими диаметрами. Использование опорной втулки с цилиндрической поверхностью разного диаметра и с установленными на них уплотнительными кольцами обеспечивает надежную изоляцию обсадной колонны в межтрубном пространстве от избыточного давления рабочей жидкости. При этом устойчивое положение опорной втулки обеспечивается результирующей силой от действия давления на разные диаметры, которое появляется при прохождении рабочей жидкости через регулятор расхода. Регулируется скорость движения опорной втулки при установке струйного насоса и открытия канала для сообщения с межтрубным пространством. При этом обеспечивается управляемая установка подвижных клапанов на корпусе струйного насоса в соответствующие седла, а также надежная изоляция замыкаемых ими пространств.

Указанные преимущества, а также особенности настоящего изобретения поясняются вариантом его выполнения со ссылками на прилагаемые чертежи.

На фиг.1 дана схема скважинной установки при выполнении с дополнениями по факультативным признакам во время спуска струйного насоса. На фиг.2 дана схема скважинной установки во время работы струйного насоса.

Скважинная установка (фиг.1) содержит установленные и спущенные в скважину на НКТ 1 хвостовик 2, пакер с якорем 3, регулятор давления 4, корпус 5 и пусковую муфту с обратным клапаном 6. Корпус 5 содержит на входе седло 7 корпуса, центральный канал 8 с седлом 9, приемную камеру 10. Внизу центрального канала 8 установлены стопор 11 и дроссель 12, приемная камера 10 сообщена с пространством под корпусом 13 каналом 14 для откачивания среды, выше седла 9 центрального канала установлено седло 15 для обратного клапана, а для сообщения с межтрубным пространством установлен канал 16. В корпусе 5 установлена в верхнем положении опорная втулка 17 с проходным каналом 18, седлом 19 и уплотнительными кольцами 20, 21 на внешней поверхности переменного диаметра. Спускаемый внутри НКТ 1 струйный насос содержит корпус 22, внутри которого установлены сопло 23, камера смешения 24 и диффузор 25, а снаружи - подвижные клапан 26 для седла 7 корпуса и клапан 27 для седла 19 проходного канала, а также неподвижный клапан 28 для седла 9 центрального канала. Между соплом 23 и камерой смешения 24 выполнены приемные окна 29 и сообщенные с диффузором 25 окна 30. Корпус 22 струйного насоса снабжен обратным клапаном 31 и соединен с фильтром 32, на котором установлены центраторы 33 и наконечник 34, снабженный обратным клапаном 35. В хвостовике 2 установлен регулятор расхода 36.

Поскольку заявленный способ реализуется при работе заявляемой скважинной установки, то описание осуществления способа приведено при изложении раздела описания работы скважинной установки с дополнениями по факультативным признакам.

Скважинная установка работает следующим образом.

Перед спуском струйного насоса в скважину закрывают устьевую задвижку выхода из межтрубного пространства и насосным агрегатом подают рабочую жидкость в пласт через опорную втулку 17 и регулятор расхода 36 для определения приемистости призабойной зоны пласта с учетом расходно-напорной характеристики регулятора расхода 36. По величине приемистости определяют объем рабочей жидкости для продавки в пласт технологических жидкостей, которые закачивают в НКТ 1. Устанавливают пакер с якорем 3 в рабочее положение выше кровли продуктивного пласта и через втулку 17 и регулятор расхода 36 закачивают технологические жидкости в пласт, а затем продавливают их необходимым объемом продавочной жидкости. При этом определяют приемистость призабойной зоны пласта, по величине которой устанавливают диаметры сопла 23 и камеры смешения 24 струйного насоса для достижения необходимой производительности по откачке пластовой среды. При продавливании технологических жидкостей в пласт через регулятор расхода 36 и проходной канал 18 опорной втулки 17 межтрубное пространство скважины изолировано от воздействия избыточного давления с помощью уплотнительных колец 20 и 21 опорной втулки 17, которая надежно удерживается в верхнем положении за счет разницы площадей ее внешних диаметров и создаваемого давления при движении жидкости через проходное сечение регулятора расхода 36. Останавливают закачку и спускают струйный насос в режиме свободного падения, который с помощью центраторов 33 и обратного клапана 35 на наконечнике 34 плавно опускается в корпус 5 до упора в седло 19 клапаном 27. При подаче насосным агрегатом рабочей жидкости в НКТ 1 создают давление на струйном насосе, который сдвигает опорную втулку 18 вниз до стопора 11, открывая вход в канал 16, при этом скорость движения регулирует проходное сечение дросселя 12. Корпус 22 струйного насоса фиксируется в корпусе 5 неподвижно за счет посадки в седло 9 неподвижного клапана 28 (фиг.2). При этом клапаны 26 и 27 за счет своей подвижности устанавливаются в соответствующих седлах 7 и 19, надежно герметизируя замыкаемые ими пространства. При дальнейшей подаче рабочая жидкость через обратный клапан 35 на наконечнике 34 попадает в фильтр 32, затем на сопло 23, в камеру смешения 24 и через диффузор 25 и выходные окна 30 поступает в канал 16 и далее по межтрубному пространству движется на устье скважины. Струя, вытекающая из сопла 23 и поступающая в камеру смешения 24, создает снижение давления, которое передается через приемные окна 29 в приемную камеру 10, а с помощью канала для откачивания среды 14 создает понижение давления в пространстве 13 под корпусом до интервала продуктивного пласта, вызывая приток пластовой среды в скважину. Откачиваемая среда далее поступает в хвостовик 2 через проходное сечение регулятора расхода 36. Затем среда поступает через хвостовик 2, пакер с якорем 3 и регулятор давления 4 в пространство 13 под корпусом. Двигаясь через канал 14, откачиваемая среда отжимает обратный клапан 31 от седла 15 и поступает через приемную камеру 10 и приемные окна 29 в камеру смешения 24 и, смешиваясь с рабочей жидкостью, поднимается на устье скважины. В случае когда производительность струйного насоса превысит производительность призабойной зоны при откачке пластовой среды, величина максимально допустимой депрессии ограничивается регулятором давления 4, настроенного перед спуском в скважину на величину перепада давления, при которой происходит стравливание жидкости из межтрубного пространства выше пакера 3, под пакерное пространство. При остановке подачи рабочей жидкости на сопло 23 и прекращении притока из пласта обратный клапан 31 опускается в седло 15 и предупреждает попадание в призабойную зону пласта жидкости, расположенной выше корпуса 5, одновременно поддерживая депрессию. При этих условиях происходит восстановление забойного давления до величины пластового давления и при наличии регистрирующего прибора, спущенного совместно со струйным насосом или предварительно установленного в хвостовике, производят запись текущих параметром на забое скважины. При необходимости уменьшить депрессию под пакером 3 или произвести репрессию рабочую жидкость подают по межтрубному пространству на регулятор давления 4, проходное сечение которого открывается при достижении расчетного давления, и производят закачку рабочей жидкости под пакер 3. В случае когда по окончании обработки недопустимо попадание рабочей жидкости в призабойную зону пласта, используют пусковые муфты 6 с обратными клапанами для удаления жидкости с помощью, например, компрессора.

Эффективность предложенного изобретения подтверждена опытными работами на скважине №168 Северо-Покурского месторождения. Скважиной вскрыт нефтеносный пласт АВ1 с температурой на забое 72°С, представленный в интервале перфорации 1814,4-1823,5 м глинизированными песчаными и алевролитовыми пропластками со средней проницаемостью 0,049 мкм2. До проведения обработки призабойной зоны (ОПЗ) пласта скважина эксплуатировалась с дебитом жидкости 26,0 м3/сут и обводненностью 75%; коэффициент продуктивности составлял 0,475 м3/сут·атм, пластовое давление - 12,0 МПа.

Для ОПЗ в скважину спустили на НКТ компоновку оборудования, состоящую из:

- корпуса с опорной втулкой и каналом для сообщения с межтрубным пространством;

- пакера с якорем;

- хвостовика с регулятором расхода.

В качестве рабочей жидкости использовали пластовую воду плотностью 1,013×103 кг/м3. В качестве технологической жидкости использовали раствор соляной кислоты - НС1 12% + ПАВ 1%. Пакер с якорем установлен в транспортном положении на глубине 1759 м, а хвостовик - на глубине 1819 м.

Насосным агрегатом закачали в пласт рабочую жидкость через опорную втулку и регулятор расхода. При этом зарегистрировали приемистость, которая составила Q=100 м3/сут, при Р=8,0 МПа. Для закачки в пласт 5,5 м3 технологической жидкости, по программе, имеющейся у авторов, определили объем рабочей жидкости для продавки в пласт, который составил 7 м3. Закачали в НКТ технологическую жидкость, установили пакер с якорем в рабочее положение выше кровли пласта и продавили объемом 7 м3 рабочей жидкости через опорную втулку и регулятор расхода в пласт. По окончании продавки зарегистрировали приемистость призабойной зоны, которая составила Q=200 м3/сут, при Р=8,0 МПа. По программе, имеющейся у авторов, определили производительность (55 м3/сут) струйного насоса по откачке пластовой среды и диаметры сопла с камерой смешения - 4,8×10-3 м и 7,5×10-3 м соответственно. Сбросили струйный насос в НКТ с посадкой в седло опорной втулки. Произвели подачу рабочей жидкости в НКТ и вызвали циркуляцию через межтрубное пространство. В режиме регулируемой депрессии вызвали приток пластовой среды из пласта и определили его производительность, которая составила 45-50 м3/сут.

После ОПЗ скважина была пущена в эксплуатацию с устойчивым дебитом 53 м3/сут и обводненностью 59%; коэффициент продуктивности составляет 0,97 м3/сут·атм.

1. Способ обработки призабойной зоны пласта, включающий спуск в скважину корпуса с каналом для сообщения с межтрубным пространством, закрытым опорной втулкой, изоляцию межтрубного пространства от внутреннего объема колонны насосно-компрессорных труб выше кровли продуктивного пласта, закачку технологических жидкостей в продуктивный пласт, создание депрессии и откачку пластовой среды при регулируемом с помощью струйного насоса забойном давлении, отличающийся тем, что ниже корпуса устанавливают регулятор расхода, рабочую жидкость закачивают через опорную втулку и регулятор расхода, регистрируют приемистость призабойной зоны пласта, по величине которой определяют объем рабочей жидкости для продавки в пласт технологических жидкостей, затем через опорную втулку и регулятор расхода закачивают технологические жидкости в пласт и продавливают вышеопределенным объемом рабочей жидкости, при этом регистрируют приемистость призабойной зоны пласта, по величине которой устанавливают диаметры сопла и камеры смешения струйного насоса для достижения оптимальной производительности при откачке пластовой среды, затем спускают в скважину струйный насос и откачивают жидкость из пласта.

2. Способ по п.1, отличающийся тем, что при необходимости, после определения приемистости, производят прямую или обратную промывку забоя в режиме циркуляции рабочей жидкости с воздействием упругими колебаниями в интервале продуктивного пласта.

3. Способ по п.1, отличающийся тем, что депрессию регулируют при подаче или прекращении подачи рабочей жидкости на сопло струйного насоса.

4. Способ по п.4, отличающийся тем, что при прекращении подачи рабочей жидкости на сопло регистрируют восстановление забойного давления.

5. Способ по п.1, отличающийся тем, что обработку призабойной зоны пласта заканчивают в режиме регулируемой депрессии с помощью снижения уровня жидкости в скважине.

6. Способ по п.1, отличающийся тем, что в качестве технологических жидкостей используют тампонажные составы для проведения водоизоляционных работ, жидкости глушения для поглощающих интервалов продуктивного пласта или жидкость гидроразрыва, кислотные растворы, нефтекислотные эмульсии и газожидкостные смеси.

7. Способ по п.1, отличающийся тем, что обработку призабойной зоны пласта производят в два и более цикла закачки технологических жидкостей и извлечения пластовой среды.

8. Способ по п.1, отличающийся тем, что в качестве рабочей жидкости используют пластовую воду или товарную нефть.

9. Способ по п.1, отличающийся тем, что струйный насос спускают в скважину с помощью канатной техники или в режиме свободного падения.

10. Способ по п.1, отличающийся тем, что забойное давление регулируют с помощью струйного насоса и регулятора давления.

11. Скважинная установка, содержащая спускаемые в скважину струйный насос и смонтированные на колонне насосно-компрессорных труб снизу вверх пакер и корпус с каналами для откачивания среды и для сообщения с межтрубным пространством, а также с установленной с возможностью осевого перемещения опорной втулкой с седлом и проходным каналом, при этом вход в канал для сообщения с межтрубным пространством перекрыт стенками опорной втулки в ее исходном верхнем положении, отличающаяся тем, что корпус дополнительно снабжен центральным каналом переменного диаметра с седлом в его верхней части и выполненным на меньшем диаметре, а на входе в корпус установлено седло корпуса, между этими седлами выполнена приемная камера, при этом вход в канал для сообщения с межтрубным пространством выполнен в верхней части большего диаметра, а в его нижней части установлен стопор для ограничения хода опорной втулки вниз и дроссель для регулирования ее скорости, опорная втулка снабжена цилиндрической поверхностью переменного диаметра, соразмерной центральному каналу, с установленными на ней уплотнительными кольцами, и седлом в верхней части, приемная камера и пространство под корпусом сообщены каналом для откачивания среды, спускаемый струйный насос состоит из корпуса с установленными внутри соплом, камерой смешения и диффузором, а снаружи снабженного клапаном для седла корпуса, клапаном для седла центрального канала и клапаном для седла проходного канала, со стороны сопла корпус струйного насоса соединен с фильтром, в корпусе струйного насоса выполнены приемные окна между соплом и камерой смешения и выходные окна, сообщенные с диффузором, по крайней мере, один из трех клапанов выполнен неподвижным в осевом направлении, ниже пакера с якорем установлен хвостовик с регулятором расхода с площадью проходного сечения, меньшей, чем площадь сечения проходного канала.

12. Скважинная установка по п.11, отличающаяся тем, что для фиксирования опорной втулки в верхнем положении в корпусе дополнительно установлена срезаемая шпилька, при этом ее срезаемая часть расположена в опорной втулке.

13. Скважинная установка по п.11, отличающаяся тем, что для фиксирования опорной втулки в верхнем положении ниже ее дополнительно установлена пружина.

14. Скважинная установка по п.11, отличающаяся тем, что для фиксирования опорной втулки в верхнем положении в корпусе установлен шариковый фиксатор, при этом части шарика установлены одновременно в углублении на поверхности опорной втулки и в корпусе, при этом шарик подпружинен, а для возврата в верхнее положение установлена дополнительная пружина ниже опорной втулки.

15. Скважинная установка по п.11, отличающаяся тем, что между пакером с якорем и корпусом установлен регулятор давления, для регулирования максимальной величины депрессии.

16. Скважинная установка по п.11, отличающаяся тем, что в проходном канале опорной втулки установлен подпружиненный обратный клапан.

17. Скважинная установка по п.11, отличающаяся тем, что на выходе из канала для откачивания среды в приемной камере установлен обратный клапан.

18. Скважинная установка по п.11, отличающаяся тем, что на корпусе струйного насоса установлен обратный клапан, дополнительное седло для которого выполнено выше седла для центрального канала, при этом выход канала для откачивания среды в приемную камеру выполнен между этими седлами.

19. Скважинная установка по п.11, отличающаяся тем, что к клапану для проходного канала присоединен автономный глубинный регистрирующий прибор, внешний диаметр которого меньше диаметра проходного канала.

20. Скважинная установка по п.11, отличающаяся тем, что выше корпуса на колонне насосно-компрессорных труб установлена, по крайней мере, одна пусковая муфта с обратным клапаном.

21. Скважинная установка по п.11, отличающаяся тем, что регулятор расхода в хвостовике выполнен пульсирующим, в виде гидродинамического генератора колебаний расхода с концентраторами энергии колебаний в интервале продуктивного пласта.

22. Скважинная установка по п.11, отличающаяся тем, что фильтр струйного насоса снабжен центраторами и наконечником.

23. Скважинная установка по п.22, отличающаяся тем, что наконечник на фильтре снабжен обратным клапаном.



 

Похожие патенты:

Изобретение относится к области разработки и эксплуатации нефтяных месторождений при водонапорном режиме, в частности к способам увеличения нефтеотдачи пласта. .
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть использовано для интенсификации добычи нефти и увеличения приемистости при обработках призабойной зоны пласта и освоении скважин комплексными методами воздействия с использованием специального гидродинамического оборудования.
Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при эксплуатации нефтедобывающий скважины с высоковязкой нефтью. .
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к способам разработки нефтяных месторождений, находящихся на любой стадии разработки. .

Изобретение относится к нефтегазовой промышленности и может быть использовано при освоении скважин с пластовым давлением в пределах от 0,8 до 1 от гидростатического давления столба жидкости в скважине.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и, в частности, к интенсификации скважинной добычи нефти и увеличению приемистости нагнетательных скважин.

Изобретение относится к нефтегазовой промышленности и может быть использовано при освоении и исследовании скважин. .

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, а именно к способам создания депрессии на пласт с помощью закачиваемых в скважину систем раздельных фаз.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, а конкретно к пороховым генераторам давления, и может быть использовано для интенсификации добычи нефти и газа, вызванной механическим, тепловым и физико-химическим воздействием на нефтегазоносные пласты продуктов сгорания твердого топлива.

Изобретение относится к области разработки месторождений углеводородов

Изобретение относится к области нефтегазодобывающей промышленности и предназначено для решения задач по восстановлению коллекторских свойств прискважинной зоны продуктивных пластов добывающих нефтегазовых скважин и вовлечения в разработку трудноизвлекаемых и нерентабельных запасов углеводородов, а также может быть использовано для декольматажа фильтров и прифильтровых зон гидрогеологических скважин. Обеспечивает повышение надежности работы устройства. Сущность изобретения: устройство содержит полый корпус в виде цилиндрической камеры с днищем и входным отверстием для нагнетания в него через фильтр-разделитель рабочей жидкости, размещенные в корпусе механизм приведения рабочей жидкости во вращательное движение, кольцевой конфузор, кольцевую вихревую камеру и расположенный на наружной поверхности корпуса кольцевой диффузор, а также многоканальный струйный аппарат в виде двух соосно жестко связанных с корпусом кольцевых элементов с расположенными по окружности между их контактирующими торцовыми поверхностями преимущественно дуговыми выбросными каналами с критическим сечением выходных отверстий для сообщения кольцевой вихревой камеры с кольцевым диффузором. Согласно изобретению многоканальный струйный аппарат установлен между фланцами, которые выполнены, по меньшей мере, с тремя сквозными отверстиями, сообщенными с ложементами. Такое выполнение обеспечивает возможность изъятия кольцевых элементов по мере износа. Механизм приведения жидкости во вращательное движение выполнен с винтовыми лопастями, имеющими шаг навивки, уменьшающийся в сторону днища. 3 з.п. ф-лы, 4 ил.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и, в частности, к устройствам для повышения производительности скважин путем обработки призабойной зоны пласта нефтяной скважины. Обеспечивает улучшение эксплуатационных характеристик устройства за счет повышения удельной теплоты сгорания, удельного газообразования, снижения шлакообразования относительно массы устройства, а также упрощения изготовления устройства. Сущность изобретения: устройство включает воздушную камеру с атмосферным давлением и приемную камеру, выполненную из легкого упругопластичного материала. В приемной камере последовательно размещены цилиндрической формы малогазовый при сгорании композиционный материал, обращенный к воздушной камере и закрепленный радиально расположенными металлическими штырьками неподвижно относительно корпуса приемной камеры и газогенерирующий при сгорании композиционный материал. Малогазовый при сгорании композиционный материал, обращенный к воздушной камере, сформирован из композиции, включающей, мас.%: аммиачная селитра гранулированная марки Б 45-46, бихромат калия 1-2, эпоксидная смола марки ЭД-20 40-42, пластификатор марки ЭДОС 2-3, отвердитель Агидол марки АФ-2М 9-10. Газогенерирующий при сгорании композиционный материал приемной камеры устройства сформирован из композиции, включающей, мас.%: нитрат аммония 78-87, порошкообразный бутадиен-нитрильный каучук марки СКН-26 с дисперсностью 0,5-1,5 мм 12, бихромат калия 1-10. 1 пр., 1 табл., 1 ил.

Группа изобретений может быть использована в нефтегазодобывающей промышленности для интенсификации скважин. Обеспечивает повышение эффективности способа и безотказности работы устройства. Сущность изобретения: способ включает изоляцию пласта пакером, закачку в призабойную зону пласта химреагентов, ожидание реакции, барообработку пласта в процессе ожидания реакции в импульсном режиме путем создания циклических импульсов давления репрессии и депрессии на пласт с закачкой и откачкой пластовой жидкости, откачку продуктов реакции после реагирования и освоение скважины. Согласно изобретению в процессе барообработки пласта контролируют приемистость при репрессии, приток при депрессии. Нарастание давления импульса репрессии производят с низкой крутизной 1÷6 МПа/мин. При снижении давления импульса репрессии и депрессии обеспечивают высокую крутизну 1÷6 МПа/с. Причем амплитуды импульсов давления не превышают допустимое давление на пласт. Длительность импульса репрессии, при отсутствии приемистости, ограничивают до достижения предельно допустимого давления, а при наличии приемистости - до закачки объема жидкости в количестве не более объема жидкости в подпакерной зоне. Длительность импульса депрессии при отсутствии притока выполняют равным длительности репрессионного импульса при отсутствии приемистости, а при наличии притока - до откачки объема жидкости, равного объему закачанной при репрессии жидкости. 3 н. и 1 з.п. ф-лы, 6 ил.

Группа изобретений относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к способам и устройствам для интенсификации работы скважин. Обеспечивает повышение степени интенсификации нефтегазопритока за счет очистки перфорационных каналов и управляемой депрессии. Сущность изобретений: для интенсификации работы скважин применяют многоэлементные депрессионные устройства, формирующие в интервале продуктивного пласта депрессионные зоны протяженностью до 100 метров и более с величиной депрессии в пределах 0,1-0,9 гидростатического давления, с продолжительностью депрессии 0,3-3,5 секунды и более при коэффициенте воздействия на пласт до 4,5 и более, создавая депрессионно-гидрогазодинамическое воздействие в управляемом и контролируемом режиме для раскрытия существующих и создания новых трещин. При этом обеспечивают вовлечение в разработку тупиковых - застойных нефтенасыщенных участков с извлечением кольматанта и образцов горной породы из прискважинной зоны продуктивных пластов, с выделением зон трещинообразования и привязкой их к геологическому разрезу. 8 н.п. ф-лы, 7 ил.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности. Технический результат - повышение эффективности устройства за счет комплексного термогазодинамического и химического воздействия на призабойную зону пласта нефтяной скважины, уменьшение шлакообразования относительно массы устройства в 3-5 раз, упрощение изготовления устройства. Устройство для обработки призабойной зоны пласта нефтяной скважины включает воздушную камеру с атмосферным давлением и приемную камеру, выполненную из легкого упругопластичного материала. В приемной камере размещены цилиндрической формы композиционные материалы: малогазовый и газогенерирующий при сгорании композиционный материал, а между малогазовым и газогенерирующим композиционными материалами приемная камера устройства дополнительно содержит газо- и кислотогенерирующий при сгорании композиционный материал. Малогазовый при сгорании композиционный материал, обращенный к воздушной камере и закрепленный радиально расположенными металлическими штырьками неподвижно относительно корпуса приемной камеры, сформирован из композиции, включающей, мас.%: аммиачная селитра гранулированная марки Б 45-46, бихромат калия 1-2, эпоксидная смола марки ЭД-20 40-42, пластификатор марки ЭДОС 2-3, отвердитель Агидол марки АФ-2М 9-10. Газо- и кислотогенерирующий при сгорании композиционный материал сформирован из композиции, включающей, мас.%: нитрат аммония 40-50, порошкообразный фторкаучук марки СКФ-32 с дисперсностью 0,5-1,5 мм 10, хлорпарафин марки ХП-1100 10-30, фторопласт марки Ф-32Л 10-40. Газогенерирующий при сгорании композиционный материал сформирован из композиции, включающей, мас.%: нитрат аммония 78-85, порошкообразный бутадиен-нитрильный каучук с дисперсностью 0,5-1,5 мм 12, бихромат калия 3-10. 1 табл., 5 пр., 1 ил.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может найти применение при разработке чисто нефтяных залежей с низкопроницаемыми коллекторами. Обеспечивает снижение темпов падения добычи нефти добывающими скважинами и увеличение коэффициента извлечения нефти. Сущность изобретения: способ включает бурение горизонтальных добывающих скважин с рядным размещением скважин и ориентацией горизонтальных стволов в направлении минимальных горизонтальных напряжений пласта, выполнение многостадийного гидроразрыва пласта (ГРП) и, согласно изобретению, параллельно рядам добывающих горизонтальных скважин, с чередованием через один ряд, бурят ряды нагнетательных наклонно-направленных скважин с выполнением на всех скважинах ГРП. При этом на нагнетательных скважинах, размещенных напротив середины длины горизонтального ствола добывающих скважин, ГРП и запуск в работу осуществляют на этапе, когда все соседние скважины уже пущены в работу: ближайшие добывающие горизонтальные скважины в соседних рядах - в добычу, ближайшие нагнетательные скважины в ряду - в закачку, причем закачку жидкости на наклонно-направленных нагнетательных скважинах ведут при забойном давлении, превышающем давление разрыва пласта. 7 ил., 1 пр.

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может быть применено для одновременно-раздельной эксплуатации нагнетательной скважины. Способ включает закачку рабочего агента по короткой колонне труб в верхний пласт и рабочего агента по длинной колонне труб, снабженной пакером, в нижний пласт. Организует возможность прохождения глубинных приборов или безмуфтовой трубы через устьевое оборудование и длинную колонну труб. Исследования скважины проводят посредством глубинных геофизических приборов. Технологические операции проводят посредством безмуфтовой трубы. При проведении исследований скважины спускают глубинные приборы через устьевое оборудование и длинную колонну труб, закачку рабочего агента через длинную колонну поддерживают в рабочем режиме, а закачку через короткую колонну продолжают или останавливают. При проведении технологических операций спускают безмуфтовую трубу через устьевое оборудование и длинную колонну труб и останавливают закачку через длинную колонну труб. Технический результат заключается в возможности проведения геофизических исследований или технологических операций без подъема из скважины колонны труб. 1 ил.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и может быть использовано для разработки нефтяных залежей сообщаемыми через продуктивный пласт скважинами. Обеспечивает повышение продуктивности скважин и увеличение нефтеизвлечения за счет возможности применения гравитационно-депрессионного воздействия на нефтяную залежь. Сущность изобретения: способ включает строительство сообщающихся горизонтальных скважин с изоляцией их до горизонтальной части и вертикальных скважин с забоем ниже уровня подошвы пласта, с отбором продукции из вертикальных скважин. Сущность изобретения: способ заключается в том, что по проектной сетке строят вертикальные скважины, в которых проводят геолого-промысловые исследования для определения свойств пласта, добываемой продукции и критического давления пласта. Затем выбирают группу скважин, расположенных по периметру осваиваемого участка. Из вертикальных скважин этой группы строят аналогичные горизонтальные скважины, направленные по часовой или против часовой стрелки в сторону близлежащей скважины этой группы, с охватом снаружи этой скважины и ее горизонтального ствола. Расстояние между стволами не более десяти метров обеспечивает гидродинамическую связь. При ее отсутствии производят локальный гидроразрыв пласта. Каждую вертикальную скважину оборудуют насосом, спускаемым на колонне труб ниже подошвы пласта и места сообщения с соответствующими горизонтальными скважинами, с образованием межтрубного пространства. Отбор продукции осуществляют со снижением гидродинамического уровня пласта не ниже критического давления и отбором газа из межтрубного пространства на устье вакуумным насосом. 1 пр., 2 ил.

Группа изобретений относится к горному делу и может быть применена для воздействия на застойную зону интервалов пластов. Способ включает многократное создание импульса пластового давления посредством закачки рабочего агента с заданными параметрами в нагнетательную скважину, осуществление регистрации и контроля скважинных параметров или времени в процессе эксплуатации нагнетательной скважины. При этом регистрацию и контроль скважинных параметров или времени осуществляют управляющим контроллером или компьютером. Закачку рабочего агента осуществляют с возможностью поддержания пластового давления на заданном стабильном уровне суточных или месячных объемов закачки. Периодическую смену режима закачки рабочего агента в нагнетательную скважину осуществляют управляющим сигналом с управляющего контроллера или компьютера на привод запорно-перепускного устройства при несовпадении скважинных параметров с заданными скважинными параметрами или через заданные промежутки времени, изменяя при этом давление и/или объемы закачки. Технический результат заключается в увеличении интенсивности дренирования и выработки нефтяной залежи, а также сокращении нерационально используемых (неэффективных) объемов закачки для поддержания пластового давления. 2 н. и 9 з.п. ф-лы, 1 ил.
Наверх