Способ гидроударной обработки призабойной зоны пласта и освоения скважины и эжекторное устройство для его осуществления (варианты)



Способ гидроударной обработки призабойной зоны пласта и освоения скважины и эжекторное устройство для его осуществления (варианты)
Способ гидроударной обработки призабойной зоны пласта и освоения скважины и эжекторное устройство для его осуществления (варианты)
Способ гидроударной обработки призабойной зоны пласта и освоения скважины и эжекторное устройство для его осуществления (варианты)
Способ гидроударной обработки призабойной зоны пласта и освоения скважины и эжекторное устройство для его осуществления (варианты)
Способ гидроударной обработки призабойной зоны пласта и освоения скважины и эжекторное устройство для его осуществления (варианты)
Способ гидроударной обработки призабойной зоны пласта и освоения скважины и эжекторное устройство для его осуществления (варианты)

 


Владельцы патента RU 2495998:

Аглиуллин Минталип Мингалеевич (RU)

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.

 

Изобретение относится к способам и устройствам для обработки призабойной зоны пластов (ОПЗ) и освоения скважин и может быть использовано в нефтегазодобывающей промышленности.

В нефтедобыче широко используется метод обработки призабойной зоны пластов химреагентами, растворяющими минеральный скелет пород или разрушающими твердые отложения и осадки, закупоривающие каналы и пористую среду пласта. Для этого в скважину спускают колонну труб до интервала перфорации с пакером или без пакера. Закачивают в трубы расчетный объем химреагента, закачкой технологической жидкости доводят химреагент до обрабатываемого интервала, изолируют интервал перфорации пакером или герметизируют на устье межтрубное пространство и продавливают химреагент в пласт. Выдерживают расчетное время на реагирование химреагента и тем или иным способом удаляют продукты реакции из пласта. Недостаток способа в том, что при закачке реагент проникает по наиболее проницаемым каналам, участки с меньшей проницаемостью, застойные зоны пласта остаются необработанными. При реагировании химреагент находится в неподвижном состоянии. Реакция происходит с замедлением скорости, большая доля реагента остается непрореагированной, увеличиваются затраты времени для обеспечения полного реагирования.

Для повышения эффективности ОПЗ одновременно с химической обработкой производят баровоздействие на пласт (виброволновое, импульсно-ударное, депрессия/репрессия и др.). Комплексирование методов повышает успешность ОПЗ за счет дополнительных воздействующих факторов и также синергетического эффекта.

Известен метод импульсного воздействия пластоиспытателем (ИВП), принятый за прототип к способу / «Обработка ПЗП депрессией в импульсном режиме», Ю.В. Зубов, В.М. Воронцов, А.Г. Корженевский и др., ж-л «Нефтяник», 1983, №9, с.14÷16. /. В скважину спускают пластоиспытательное оборудование, устанавливают пакер и открытием впускного клапана создают депрессию на пласт, последующим закрытием клапана и распакеровкой создают репрессию на пласт. Операции повторяются 10÷15 циклов или до заполнения труб пластовым флюидом с продуктами реакции. Импульсы давления имеют высокую крутизну фронтов, что обеспечивает эффективное разрушение отложений в призабойной зоне пласта. Основным фактором является депрессионная составляющая импульсного воздействия. Это позволяет одновременно с импульсным воздействием выполнить отбор из пласта продуктов реакции и выполнить очистку пласта от загрязнений. Метод ИВП широко применялся в комплексе с химическим воздействием /Применение испытателей пластов для повышения эффективности химических методов обработки прискважинной зоны., В.М. Воронцов, А.Г. Корженевский, Е.Б. Грунис, И.А. Ткаченко, Б.А. Лерман, А.М. Тахаутдинов, ж-л «Нефтяное хозяйство», 1985, №12, с.38-39/. Комплексирование методов позволяет повысить технологическую успешность ОПЗ в 1,5÷5 раз, увеличить длительность получаемых эффектов.

Недостатком метода ИВП являются непроизводительные затраты времени на раздельные спуско-подъемные операции для закачки химреагентов и проведения ИВП. Отсутствует возможность регулирования депрессии и репрессии на пласт, что ограничивает его применение при близком расположении водоносного пласта, некачественном цементировании. Недостатком способа является низкое значение репрессионного импульса, определяемого гидростатическим давлением в скважине.

Известна скважинная струйная установка для знакопеременного гидродинамического воздействия на прискважинную зону пласта (патент RU №2222717, опубл. 27.01.2004 г.).

Скважинная струйная установка содержит смонтированные на колонне труб снизу-вверх пакер с выполненным в нем центральным каналом и струйный насос, в корпусе которого установлены активное сопло и камера смешения с диффузором, а также выполнены канал подвода рабочего агента, канал подвода откачиваемого из скважины флюида. В корпусе струйного насоса установлен переключатель направления потока рабочего агента, выполненный в виде сменной функциональной полой профилированной вставки в форме гильзы с отверстиями в ее боковой стенке, сообщенной со стороны выхода из нее с каналом подвода откачиваемого из скважины флюида, а в верхней своей части вставка снабжена подпружиненным относительно нее клапаном, выполненным в виде цилиндрической с отверстиями в ее стенке обечайки, охватывающей вставку. В верхнем положении клапана отверстия обечайки совмещены с отверстиями в боковой стенки гильзы и через последние полая вставка со стороны входа в нее подключена к внутренней полости колонны труб. Длина переключателя не меньше 1,2 его внешнего максимального диаметра. Выход струйного насоса подключен к межтрубному пространству колонны труб. Сопло струйного насоса через канал подвода рабочего агента подключено к внутренней полости колонны труб выше вставки и канал для подвода откачиваемого из скважины флюида подключен к внутренней полости колонны труб ниже пакера.

Скважинная струйная установка позволяет создавать знакопеременные относительно пластового давления депрессионные и репрессионные импульсы давления путем закачки рабочего агента в колонну труб и переключения потока жидкости в пласт и в струйный насос. Переключение осуществляется перемещением вставки с использованием геофизического кабеля с ловильным устройством, спускаемым в колонну труб. Существенным является скачкообразный переход от депрессии к репрессии на пласт с циклическим повторением этой операции и, что особенно важно, резкий переход от репрессии к депрессии с формированием гидравлического удара. За счет такого резкого перехода от репрессии к депрессии усиливается воздействие рабочего агента на продуктивный пласт, что позволяет повысить проницаемость продуктивного пласта. При созданной депрессии струйный насос своевременно удаляет из продуктивного пласта засоряющие продуктивный пласт кольматирующие частицы, которые по межтрубному пространству колонны труб с высокой скоростью выносятся на поверхность. Установка позволяет проводить контрольные замеры приемистости пласта как перед проведением, так и в процессе проведения обработки, что позволяет оценить эффективность обработки пласта.

Недостатком устройства является необходимость в дополнительной кабель-канатной технике для управления переключателем потока рабочего агента. Высокие требования предъявляются к сальниковому узлу на устье скважины, герметизирующему кабель-канат, находящемуся под большим давлением в колонне труб. Это усложняет технологические операции ОПЗ и снижает технико-экономическую эффективность работ.

Известны испытатели пластов на трубах (ИПТ), используемые для ОПЗ гидроударным воздействием на пласт (РД 153-39.0-062-00 "Техническая инструкция по испытанию пластов инструментами на трубах", с.10).

Для этого применяют компоновку ИПТ, включающую, например, многоцикловую приставку ПМ-95 испытателя пластов КИИЗ-95 и секционный пакер ПЦП-95 с удерживающим устройством. Гидравлические удары на пласт создаются попеременным подсоединением подпакерной зоны скважины к воздухонаполненной полости колонны труб и межтрубному пространству, находящемуся под гидростатическим давлением столба жидкости в скважине. Призабойная зона пласта подвергается многоцикловому депрессионному и репрессионному воздействию. Переключение осуществляется с устья скважины вертикальным перемещением колонны труб. Удерживающее устройство пакера позволяет поддерживать герметичность пакерования в процессе многоциклового управления приставкой. Наличие гидравлической неуравновешенности в пакере обеспечивает герметичное пакерование при возвратно-поступательном движении труб с целью закрытия клапана многоцикловой приставки, когда нагрузка на пакер уменьшается до критической (минимальной для снятия резинового элемента).

Недостатки использования испытателей пластов на трубах для гидроударного воздействия на пласт, на вышеприведенном примере с испытателем пластов КИИ3-95, следующие.

a) Требуются специальные пакера с удерживающим устройством для обеспечения их герметичности при минимальной осевой нагрузки на уплотнительные элементы.

b) Высокие требования к герметичности труб и резьбовых соединений, а также к герметичности уплотнительных элементов испытателя пластов. При их нарушении во время спуска оборудования на забой происходит заполнение труб технологической жидкостью и отказ работы устройства.

c) Колонна труб имеет ограниченный объем, что не позволяет производить длительную обработку пласта и освоение скважины из-за заполнения труб пластовой жидкостью и потери депрессии на пласт.

d) Отсутствует возможность дистанционного регулирования депрессии на пласт. Первоначальная амплитуда депрессии имеет максимальное значение и в процессе заполнения труб снижается до нуля.

e) Отсутствие сквозного канала в испытателе пластов исключает возможность пропуска по трубам геофизических приборов на кабеле для исследования пласта, перфорации, физического воздействия на пласт.

f) Воздухонаполненная колонна труб не позволяет до гидроударной обработки пласта производить закачки химреагентов на забой скважины для комплексного ОПЗ. Для этого требуется отдельная спуско-подъемная операция труб.

g) Неустановившийся режим притока из пласта, сложный для качественной интерпретации.

h) Низкие значения амплитуды репрессионного гидроударного импульса давления относительно пластового давления. Репрессионное давление ограничено величиной межтрубного давления столба жидкости в скважине. Для повышения давления репрессии при ОПЗ необходима подкачка технологической жидкости по межтрубному пространству насосным агрегатом.

Известен забойный пульсатор давления, принятый за прототип (патент RU №2137900, опубл. 20.09.1999 г.), содержащий цилиндрический корпус с радиальными каналами, верхний и нижний переходники, полый шток с радиальными каналами, установленный в корпусе, и втулку с кольцевыми канавками на наружной и внутренней поверхностях, гидравлически связанными между собой радиальными каналами, расположенную между корпусом и полым штоком с возможностью гидравлической связи с их радиальными каналами, отличающийся тем, что полый шток и корпус снабжены дополнительными радиальными каналами, на штоке выполнены наружный поршень и внутренняя кольцевая перегородка, расположенная между его радиальными каналами и снабженная пробкой с хвостовиком, причем дополнительные радиальные каналы штока расположены над поршнем, а корпуса - под поршнем.

Пульсатор давления в комплексе с пакером и фильтром спускается на забой, устанавливается пакер и вертикальным перемещением колонны труб выполняется гидроударное воздействие на пласт попеременным подсоединением подпакерной зоны скважины к воздухонаполненной полости колонны труб и межтрубному пространству.

Пульсатор давления имеет все недостатки вышеописанного аналога, кроме требования специальных пакеров с удерживающим устройством для обеспечения их герметичности при минимальной осевой нагрузке на уплотнительные элементы. Наличие в прототипе дифференциальной камеры с наружным поршнем на штоке обеспечивает необходимую гидравлическую неуравновешенность для герметизации пакера и позволяет использовать обычные пакера механического типа без удерживающего устройства.

Повышение репрессионного давления с устья насосным агрегатом ограничено, т.к. при некотором его значении будет невозможным переключить пульсатор в нижнюю позицию из-за высокой гидравлической неуравновешенности и нехватки веса труб для его преодоления.

Технической задачей изобретения является повышение технологической эффективности и успешности ОПЗ, надежности, безотказности работы устройства, информативности технологических процессов ОПЗ, комплексирования ОПЗ с другими скважинными операциями без дополнительных спуско-подъемов оборудования на забой скважины.

Поставленная задача достигается тем, что в способе гидроударной обработки призабойной зоны пласта и освоения скважины, включающем 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, 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, 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, при наличии притока - до откачки объема жидкости равного объему закачанной при репрессии жидкости.

Также в вышеописанном способе откачку продуктов реакции проводят в импульсном режиме, а длительность импульса депрессии регулируют таким образом, чтобы объем откачиваемых при этом продуктов реакции был кратно больше объема закачиваемой жидкости при импульсе репрессии на пласт, причем величину кратности увеличивают с 2 до 10 в течение процесса откачки.

Отличительные признаки способа гидроударной обработки призабойной зоны пласта и освоения скважины позволяют осуществить химическую обработку пласта в динамическом режиме с подбором параметров импульсов, обеспечивающих наибольшую эффективность ОПЗ. Для этого 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. Рост давления в радиальном направлении пласта позволяет увеличить сечение пор, каналов, трещин, в нагнетательных скважинах расклинить застрявшие при закачке твердые частицы и создать напряженное состояние породы в максимальном удалении от ствола скважины. Плавное нарастание репрессионного импульса и низкий градиент давления по пласту исключают гидроудар на пласт и проталкивание разрушенных твердых частиц и декольматированных веществ вглубь пласта. При резком снижении давления пласт подвергается импульсному гидроударному воздействию с амплитудой, равной сумме амплитуд репрессионного и депрессионного импульсов. Твердые частицы, закупоривавшие каналы пласта, подвергаются усиленному механическому воздействию, направленному на их вынос из пласта в скважину. Таким образом, плавный рост давления репрессии и сильный гидроудар при депрессии обеспечивают более эффективный вынос частиц из пласта и раскупорку пласта при сохранении разрушающего действия гидроудара.

При проведении операций контролируют и регулируют амплитуду импульсов давления для исключения превышения допустимого давления на пласт.

Обеспечение длительности импульса репрессии при отсутствии приемистости до достижения предельно допустимого давления, а длительности импульса депрессии при отсутствии притока равным длительности репрессионного импульса при отсутствии приемистости позволяет выполнить гидроударно-волновую обработку пласта с очисткой призабойной зоны пласта от загрязнений до получения приемистости или притока.

При наличии или достижении приемистости или притока производят закачку объема жидкости в количестве не более объема жидкости в подпакерной зоне и откачку объема жидкости равного объему закачанной при репрессии жидкости. При этом происходит «полоскание» пласта закачанным химреагентом, позволяющим более эффективно разрушать и растворять отложения в пласте или минеральный скелет слагающей породы. Динамическое знакопеременное воздействие также позволяет включить в работу низкопроницаемые участки пласта, повысить охват пласта воздействием.

После ОПЗ осуществляют удаление из пласта продуктов реакции, разрушенных отложений. Эту операцию в изобретении проводят в импульсном режиме, обеспечивающем более полный вынос загрязнения. Для этого длительность импульса депрессии регулируют таким образом, чтобы объем откачиваемых при это продуктов реакции был кратно больше объема закачиваемой жидкости при импульсе репрессии на пласт, причем величину кратности увеличивают с 2 до 10 в течение процесса откачки. Создание кратковременных репрессионных импульсов давления при движении твердых частиц из дальней зоны пласта к стенке скважины снижает опасность повторной закупорки пласта.

Способ гидроударной обработки призабойной зоны пласта и освоения скважины реализуется в следующих вариантах устройства.

В варианте 1 поставленная задача достигается тем, что в эжекторном устройстве, предназначенном для гидроударной обработки призабойной зоны пласта и освоения скважины (далее по тексту УЭГОС), включающем трубчатый составной корпус с нижней присоединительной резьбой, размещенным в нем цилиндрическим полым штоком с верхней присоединительной резьбой, корпус и шток соединены между собой шпонками, размещенными в канавках на соприкасающихся поверхностях в верхней части устройства, причем шток выполнен с продольными канавками, обеспечивающими осевое перемещение штока относительно корпуса, ниппель, ввернутый между верхней и нижней составными частями корпуса, над ниппелем в корпусе выполнены дифференциальные камеры с поршнем на штоке и уплотнительными элементами, дифференциальные камеры содержат радиальные каналы на штоке и корпусе, полый шток выполнен со сквозным осевым отверстием, радиальные каналы в дифференциальных камерах на штоке выполнены под поршнем, в корпусе выполнены над поршнем, ниппель выполнен с трехступенчатым осевым сквозным отверстием, верхнее отверстие имеет диаметр, равный наружному диаметру штока, содержит радиальные каналы и уплотнительные элементы, размещенные на ниппеле выше и ниже радиальных каналов ниппеля, среднее отверстие имеет диаметр, равный внутреннему диаметру полого штока, нижнее отверстие имеет диаметр, менее внутреннего диаметра полого штока, а длина продольной канавки и длина штока подобраны таким образом, что в верхнем положении штока обеспечивают вскрытие радиальных каналов в ниппеле, а в нижнем положении - их герметизацию, в сквозных осевых отверстиях устройства установлен вставной струйный насос, выполненный в виде цилиндрического тела, диаметром, равным внутреннему диаметру осевого отверстия штока, в цилиндрическом теле установлены активное сопло и камера смешения с диффузором, в верхней части выполнен канал подвода рабочей жидкости в струйный насос, в нижней части канал подвода откачиваемой из пласта жидкости и в средней части выполнен канал отвода смеси рабочей и откачиваемой жидкостей из насоса, с уплотнительными элементами между каналами на наружной поверхности цилиндрического тела, причем верхняя часть струйного насоса с уплотнительными элементами размещена в сквозном канале штока, нижняя часть струйного насоса с уплотнительными элементами размещена в среднем отверстии ниппеля, радиальный канал отвода смеси из насоса совмещен с радиальными каналами на ниппеле, а в верхней части цилиндрического тела струйного насоса к каналу подвода рабочей смеси присоединен патрубок, заглушенный сверху, с размещенными в нем в средней части цилиндрическими манжетами из упругого материала, перекрывающими внутренний диаметр колонны труб в скважине на 80…90%, в верхней части патрубка выполнен фильтр в виде радиальных отверстий диаметром менее диаметра сопла струйного насоса и суммарной площадью не менее площади сквозного канала штока, а в нижней части цилиндрического тела выполнен переходник для наворачивания автономного манометра.

В варианте 2 поставленная задача достигается тем, что в эжекторном устройстве, предназначенном для гидроударной обработки призабойной зоны пласта и освоения скважин, включающем трубчатый составной корпус с осевыми отверстиями и присоединительными резьбами, размещенным в нем цилиндрическим полым штоком с возможностью осевого перемещения, ниппель между верхней и нижней составными частями корпуса, ниппель выполнен с радиальными каналами, полый шток выполнен со сквозным осевым отверстием с сужением диаметра в нижней части, герметично размещен в осевом отверстии нижней части корпуса, поджат снизу пружиной с упорным патрубком, навернутым на нижнюю часть корпуса, шток прижат пружиной к кольцевой канавке с уплотнительным элементом, выполненной на нижней торцевой поверхности верхней части корпуса, и тем самым обеспечивает торцевое уплотнение и герметизацию радиального канала ниппеля, причем диаметральные размеры кольцевой канавки равны диаметральным размерам верхнего торца штока, а диаметральные размеры штока: Д1-наружный диаметр штока, Д2-наружный диаметр штока в верхнем торце, Д3-внутренний диаметр штока в верхнем торце соотносятся таким образом, что площадь в сечении между диаметрами Д1 и Д2 больше площади между диаметрами торцевой поверхности Д2 и Д3, верхняя часть корпуса содержит сквозное осевое отверстие, равное по диаметру сквозному осевому отверстию штока в сквозных осевых отверстиях устройства установлен вставной струйный насос, выполненный в виде цилиндрического тела, диаметром равным внутреннему диаметру осевого отверстия штока, в цилиндрическом теле установлены активное сопло и камера смешения с диффузором, в верхней части выполнен канал подвода рабочей жидкости в струйный насос, в нижней части канал подвода откачиваемой из пласта жидкости и в средней части выполнен канал отвода смеси рабочей и откачиваемой жидкостей из насоса, с уплотнительными элементами между каналами на наружной поверхности цилиндрического тела, причем верхняя часть струйного насоса с уплотнительными элементами размещена в сквозном осевом отверстии верхней части корпуса, нижняя часть струйного насоса с уплотнительными элементами размещена в сквозном осевом отверстии штока, радиальный канал отвода смеси из насоса совмещен с радиальными каналами на ниппеле, а в верхней части цилиндрического тела струйного насоса к каналу подвода рабочей смеси присоединен патрубок, заглушенный сверху, с размещенными в нем в средней части цилиндрическими манжетами из упругого материала, перекрывающими внутренний диаметр колонны труб в скважине на 80…90%, в верхней части патрубка выполнен фильтр в виде радиальных отверстий диаметром менее диаметра сопла струйного насоса и суммарной площадью не менее площади сквозного канала штока, а в нижней части цилиндрического тела выполнен переходник для наворачивания автономного манометра.

Оба варианта устройств по изобретению содержит по два основных узла - клапанный узел и узел струйного насоса, конструктивное решение которых позволяет решать поставленные задачи. Основными рабочими элементами клапанного узла являются шток и ниппель с радиальным каналом между внутритрубным и межтрубным пространством.

В варианте 1 в верхнем положении штока радиальный канал открыт и при работе насосного агрегата на закачку в трубы осуществляется прямая циркуляция жидкости в скважине, в нижнем положении шток перекрывает радиальный канал и закачиваемая в трубы жидкость нагнетается в подпакерную зону и далее в пласт. Перемещение штока осуществляется механическим способом - с устья скважины через колонну труб присоединенную к штоку, а корпус присоединен к нижерасположенному пакеру.

В варианте 2 эти операции осуществляются наоборот - в верхнем положении штока закачиваемая в трубы жидкость нагнетается в подпакерную зону и в пласт, в нижнем положении осуществляется прямая циркуляция жидкости в скважине. Перемещение штока осуществляется гидравлическим способом - подачей давления в трубы.

Сквозные осевые отверстия полого штока обеспечивают прохождение на забой геофизических приборов и проведение ими различных операций на забое при спущенном в скважину устройстве без струйного насоса. Наличие сквозного канала позволяет производить большеобъемные закачки химреагентов на забой скважины для комплексного ОПЗ на любом этапе технологических операций в скважине.

При спуске компоновки с устройством на забой колонна труб через радиальные и осевые каналы заполняется скважинной жидкостью. В сравнении с прототипом здесь нет высоких требований к герметичности труб и их резьбовых соединений.

Струйный насос выполнен вставным и при необходимости в процессе работы может извлекаться/устанавливаться на место обратной/прямой циркуляцией жидкости по колонне труб. В сравнении с аналогами здесь не требуется кабель-канатная техника, что значительно удешевляет скважинные работы.

Использование струйного насоса в изобретении позволяет исключить ряд недостатков, присущих прототипу. Струйный насос работает от наземного насосного агрегата большой мощности и позволяет создавать глубокие депрессии на пласт, обеспечивает длительную откачку пластовой жидкости в режиме освоения скважины.

Режим работы струйного насоса - производительность и давление депрессии - легко регулируются с поверхности изменением режима работы насосного агрегата. При этом производительность струйного насоса контролируется по изменению уровня жидкости в желобной емкости при замкнутой циркуляции жидкости. Давление депрессии на пласт может выбираться по показаниям автономного манометра, подсоединенного к нижней части струйного насоса путем его извлечения после проведения испытаний насоса на разных режимах или задаваться подбором давления насосного агрегата по номограмме для данного типоразмера насоса.

Для этого струйный насос установлен в сквозных осевых отверстиях устройства, выполнен вставным в виде цилиндрического тела, диаметром, равным внутреннему диаметру осевого отверстия штока, в цилиндрическом теле установлены активное сопло и камера смешения с диффузором, в верхней части выполнен канал подвода рабочей жидкости в струйный насос, в нижней части - канал подвода откачиваемой из пласта жидкости и в средней части выполнен канал отвода смеси рабочей и откачиваемой жидкостей из насоса, с уплотнительными элементами между каналами на наружной поверхности цилиндрического тела.

В верхней части цилиндрического тела к каналу подвода рабочей смеси присоединен патрубок, заглушенный сверху, с размещенными в нем в средней части цилиндрическими манжетами из упругого материала, перекрывающими внутренний диаметр колонны труб в скважине на 80…90%. Это позволяет транспортировать насос на забой и извлекать на поверхность по колонне труб циркуляцией жидкости для снятия показаний манометра, для освобождения сквозного канала устройства при необходимости пропуска геофизических приборов на забой и других операций.

Наличие фильтра в верхней части патрубка, выполненного в виде радиальных отверстий диаметром менее диаметра сопла струйного насоса и суммарной площадью не менее площади сквозного канала штока является необходимым для исключения забивания элементов струйного насоса загрязненной технологической жидкостью.

Наличие в нижней части цилиндрического тела переходника для наворачивания автономного манометра обеспечивает регистрацию давления, температуры, расхода и других параметров, характеризующих технологический процесс ОПЗ.

Особенности исполнения вариантов устройств следующие.

В варианте 1 размещение верхней части струйного насоса с уплотнительными элементами в сквозном канале штока, нижней части струйного насоса с уплотнительными элементами в среднем отверстии ниппеля, совмещение радиального канала отвода смеси из насоса с радиальными каналами на ниппеле позволяет вписать струйный насос в конструкцию устройства по данному изобретению и обеспечить его работу при верхнем положении полого штока устройства. В нижнем положении штока радиальные каналы струйного насоса и штока перекрываются и при закачке жидкости с устья струйный насос обеспечивает пропуск жидкости через сопло на забой скважины.

В варианте 2 трубчатый составной корпус с осевыми отверстиями выполнен с присоединительными резьбами, в т.ч. в верхней части. Полый шток выполнен со сквозным осевым отверстием с сужением диаметра в нижней части и герметично размещен в осевом отверстии нижней части корпуса. Ниппель выполнен с радиальными каналами, причем верхняя часть струйного насоса с уплотнительными элементами размещена в сквозном осевом отверстии верхней части корпуса, нижняя часть струйного насоса с уплотнительными элементами размещена в сквозном осевом отверстии штока, радиальный канал отвода смеси из насоса совмещен с радиальными каналами на ниппеле, что обеспечивает монтаж, функционирование струйного насоса при открытом клапане - в нижнем положении штока.

Назначение элементов штока - герметизация радиального канала на ниппеле в верхнем положении штока. Для этого он поджат снизу пружиной с упорным патрубком, навернутым на нижнюю часть корпуса, шток прижат пружиной к кольцевой канавке с уплотнительным элементом, выполненной на нижней торцевой поверхности верхней части корпуса, и тем самым обеспечивает торцевое уплотнение и герметизацию радиального канала ниппеля. При этом диаметральные размеры кольцевой канавки равны диаметральным размерам верхнего торца штока. За счет этого металлическое перекрытие соприкасающихся поверхностей исключает порыв и вымыв уплотнительного элемента, находящегося под большим давлением.

Предварительное поджатие клапана при отсутствии перепада давления обеспечивается пружиной. Это необходимо для обеспечения герметичности клапана при отсутствии вставного струйного насоса, например при закачке химреагентов в пласт. При увеличении давления в трубах герметичность клапана обеспечивается за счет дополнительного поджатия штока давлением от дифференциальной камеры образуемой диаметральными размерами штока: Д1-наружный диаметр штока, Д2-наружный диаметр штока в верхнем торце. Для этого Д3-внутренний диаметр штока в верхнем торце выполнен таким образом, что площадь в сечении между диаметрами Д1 и Д2 больше площади между диаметрами торцевой поверхности Д2 и Д3. Таким образом, при увеличении давления в трубах результирующее усилие поджатия штока будет всегда создавать контактное давление на уплотнении, большее перепада давления на клапан.

Открытие клапана в варианте 2 осуществляется гидравлическим способом - от давления насосного агрегата на входе в струйный насос - созданием усилия, превышающего силу сжатия пружины. Т.к. при этом жидкость проходит через сопло струйного насоса, то развиваемое насосным агрегатом давление определяется его производительностью. В конечном счете открытие и закрытие клапана осуществляется увеличением и уменьшением производительности насосного агрегата.

В связи с вышеизложенным можно сделать вывод о соответствии заявляемого предложения критерию "новизна". Заявителю неизвестны технические решения, содержащие сходные признаки, отличающие заявляемое предложение от прототипа, что позволяет сделать вывод о соответствии его критерию "изобретательский уровень".

Изобретение представлено на фигурах 1…6.

Фиг 1. Общий вид устройства вар.1 без струйного насоса.

Фиг 2. Общий вид струйного насоса.

Фиг 3. Общий вид устройства вар.1 со струйным насосом.

Фиг 4. Общий вид устройства вар.1 при нижнем положении штока.

Фиг 5. Общий вид устройства вар.2.

Фиг.6. Диаграмма давления при гидроударной обработке нагнетательной скважины №29207 Зеленогорской пл. Ромашкинского м-я устройством УЭГОС.

Устройство УЭГОС вар.1 без струйного насоса (фиг.1) представляет собой клапан между межтрубным и внутритрубным пространством скважины, обеспечивающий многократное открытие и закрытие при вертикальном перемещении труб на устье скважины при посаженном пакере. Для этого он содержит трубчатый составной корпус 1 с нижней присоединительной резьбой 2, размещенным в нем цилиндрическим полым штоком 3 с верхней присоединительной резьбой и муфтой 4. Корпус 1 и шток 3 соединены между собой шпонками 5, размещенными в канавках на соприкасающихся поверхностях в верхней части устройства, причем шток выполнен с продольными канавками 6, обеспечивающими осевое перемещение штока относительно корпуса. Между верхней и нижней частью составного корпуса ввернут ниппель 7. Над ниппелем в корпусе выполнены дифференциальные камеры 8, 9 с поршнем 10 на штоке и уплотнительными элементами 11 на поршне. Дифференциальные камеры содержат радиальные каналы на штоке под поршнем и корпусе над поршнем.

Полый шток 3 выполнен со сквозным осевым отверстием, ниппель 7 также выполнен со ступенчатым осевым сквозным отверстием. Верхнее отверстие А ниппеля имеет диаметр, равный наружному диаметру штока, содержит радиальные каналы 12 и уплотнительные элементы 13, 14, размещенные на ниппеле выше и ниже радиальных каналов 12 ниппеля 7. Среднее отверстие Б имеет диаметр, равный внутреннему диаметру полого штока, а нижнее отверстие В имеет диаметр менее внутреннего диаметра полого штока.

Для создания депрессии на пласт и откачки пластовой жидкости в сквозных осевых отверстиях устройства устанавливается вставной струйный насос (фиг.2), выполненный в виде цилиндрического тела 15, сопла 16, смесителя 17, диффузора 18. Насос выполнен с верхним размещением канала подвода рабочей жидкости Д - через патрубок 19, заглушенный сверху, с размещенными в нем в средней части цилиндрическими манжетами 20 из упругого материала, перекрывающими внутренний диаметр колонны труб в скважине на 80…90%. Манжеты обеспечивают гидравлическую тягу струйного насоса в процессе его транспортировки по колонне труб потоком жидкости от наземного насосного агрегата для его доставки на забой и извлечения на поверхность. В верхней части патрубка выполнен фильтр 21 в виде радиальных отверстий для очистки рабочей жидкости от загрязнений и исключения забивания сопла 16 струйного насоса. Диаметр отверстий менее диаметра сопла струйного насоса и суммарной площадью не менее площади сквозного канала штока. В нижней части цилиндрического тела выполнен переходник 23 для наворачивания автономного манометра (на фигуре не показан).

Насос имеет нижнее размещение канала подвода Е в струйный насос откачиваемой из пласта жидкости и радиальный канал Ж отвода смеси жидкостей из насоса, с уплотнительными элементами 22 по зазору между наружной поверхностью цилиндрического тела и внутренней поверхностью сквозных осевых отверстий устройства. Внутренний диаметр штока 3 и среднего отверстия Б (фиг.1) ниппеля равны диаметру цилиндрического тела струйного насоса.

Струйный насос выполнен извлекаемым и вставляется в сквозной канал устройства с верхней его части (фиг.3). При необходимости струйный насос доставляется на забой по колонне НКТ прямой закачкой в трубы технологической жидкости и под давлением насосного агрегата доводится в осевой канал устройства до упора в нижнее отверстие ниппеля. При этом верхняя часть струйного насоса с уплотнительными элементами размещается в сквозном канале штока 3, нижняя часть струйного насоса с уплотнительными элементами размещается в среднем отверстии Б ниппеля 7. Радиальный канал Ж отвода смеси сред из насоса при этом совмещается с радиальными каналами 12 на ниппеле.

Устройство по варианту 2 (фиг.5) также содержит трубчатый составной корпус с верхней частью 1 и нижней частью 2 с осевыми отверстиями и присоединительными резьбами. Составные части корпуса соединены ниппелем 3, выполненным в виде муфты с радиальными каналами А. В осевом отверстии нижней части корпуса размещен цилиндрический полый шток 4 с возможностью осевого перемещения, герметизируемый уплотнительными элементами 5. Полый шток выполнен со сквозным осевым отверстием с сужением диаметра в нижней части и поджат снизу пружиной 6 с упорным патрубком 7, навернутым на нижнюю часть корпуса 2. Шток прижат пружиной к кольцевой канавке 8 с уплотнительным элементом, выполненной на нижней торцевой поверхности верхней части корпуса 1 и обеспечивающей торцевое уплотнение и герметизацию радиального канала ниппеля 3. Диаметральные размеры кольцевой канавки равны диаметральным размерам верхнего торца штока, а диаметральные размеры штока: Д1-наружный диаметр штока, Д2-наружный диаметр штока в верхнем торце, Д3-внутренний диаметр штока в верхнем торце соотносятся таким образом, что площадь в сечении между диаметрами Д1 и Д2 больше площади между диаметрами торцевой поверхности Д2 и Д3. Верхняя часть корпуса содержит сквозное осевое отверстие, равное по диаметру сквозному осевому отверстию штока.

В сквозных осевых отверстиях устройства установлен вставной струйный насос 9 вышеописанной конструкции, изображенной на фиг.2. В варианте 2 устройства верхняя часть струйного насоса с уплотнительными элементами размещается в сквозном осевом отверстии верхней части корпуса, нижняя часть струйного насоса с уплотнительными элементами в сквозном осевом отверстии штока с упором на сужении диаметра, радиальный канал отвода смеси из насоса совмещен с радиальными каналами на ниппеле.

Рассмотрим работу устройства УЭГОС варианта 1.

Перед ОПЗ проводятся подготовительные работы. В скважину спускается компоновка, включающая (снизу-вверх) 1…2 шт. труб, например насосно-компрессорных (НКТ). Трубы снизу закрыты заглушкой и предназначены в качестве грязесборника, далее наворачивается фильтр, механический пакер сжатия с опорой на стенки скважины, устройство УЭГОС без струйного насоса. Компоновка спускается до забоя на трубах. При спуске трубы заполняются скважинной жидкостью через осевые каналы узлов компоновки и радиальный канал на ниппеле УЭГОС. Устье скважины герметизируется превентором или другим сальниковым устройством, обеспечивающим вертикальное перемещение колонны труб на длину хода 1…2 м. Устанавливается пакер на отметке, соответствующей установке фильтра на середине обрабатываемого интервала перфорации. При установке пакера шток 3 УЭГОС перемещается вниз относительно корпуса, герметизируется уплотнениями 13, 14 и перекрывает радиальный канал на ниппеле (фиг.4).

По индикатору веса определяются крайние значения положения колонны труб на устье для нижнего и верхнего положения штока на устройстве УЭГОС и делаются визуальные отметки на верхней трубе. Нижнее положение подбирается из расчета необходимого веса труб для уплотнительных втулок пакера. При нижнем положении штока и установленном пакере осуществляется закачка жидкости в пласт.

Верхнее положение определяется значением веса колонны труб, т.е. индикатор веса должен показывать полный вес труб, без срыва пакера. При этом усилие сжатия на пакер от веса труб снимается, но разгерметизации не произойдет за счет наличия дифференциальной камеры с поршнем, создающих усилие сжатия при наличии давления в трубах от насосного агрегата. При верхнем положении штока осуществляется циркуляция жидкости: нагнетательная линия насосного агрегата - колонна труб - сопло - смеситель - диффузор струйного насоса - радиальный канал на ниппеле устройства УЭГОС - межтрубное пространство - желобная емкость - приемная линия насосного агрегата.

Операции по ОПЗ пласта выполняются в следующем порядке.

При верхнем положении штока производится закачка в трубы химреагентов, технологической жидкостью химреагенты доводятся до устройства УЭГОС. Шток переключается в нижнее положение и химреагенты продавливаются в пласт. В процессе ожидания реакции выполняют барообработку пласта в импульсном режиме созданием циклических импульсов давления репрессии и депрессии на пласт с закачкой и откачкой пластовой жидкости. В процессе барообработки пласта контролируют приемистость при репрессии, приток при депрессии.

Для этого клапанная часть УЭГОС переключается в верхнюю позицию, струйный насос сбрасывается в НКТ и продавливается насосным агрегатом потоком жидкости до места посадки. Клапан УЭГОС переключается в нижнюю позицию. Насосным агрегатом производится закачка в пласт технологической жидкости при давлении не более допустимого значения, определяемого состоянием коллектора и цементного кольца. Нарастание давления импульса репрессии производят с низкой крутизной 1-6 МПа/мин, а длительность импульса репрессии при отсутствии приемистости ограничивают до достижения предельно - допустимого давления, при наличии приемистости - до закачки объема жидкости в количестве не более объема жидкости в подпакерной зоне.

Под высоким давлением призабойная зона пласта находится в напряженном состоянии, увеличивается поперечное сечение каналов, ухудшается сцепление частиц, загрязняющих пласт, с минеральным скелетом коллектора, однако за счет безударного роста давления частицы минимально смещаются вглубь пласта, не происходит их заклинивание в узких местах.

Далее клапан УЭГОС переключается в верхнюю позицию без остановки насосного агрегата. Открывается радиальный канал ниппеля УЭГОС, соединенный с радиальным каналом отвода смеси из струйного насоса. Струйный насос включается в работу, давление резко падает до гидростатического давления и далее до создания депрессии. Депрессионный импульс давления имеют высокую крутизну переднего фронта. Это позволяет создать гидроударное воздействие на пласт депрессионного типа, которое приводит к разрушению отложений в призабойной зоне пласта и их выносу из пласта. Эффективность гидроудара в технологии с УЭГОС в сравнении с прототипом намного выше, поскольку амплитуда или размах импульса давления равен сумме давлений, развиваемых наземным насосным агрегатом и струйным насосом. Из пласта производится откачка жидкости и подвижных частиц загрязнения пласта. Потоки жидкости в струйном насосе показаны на фиг.3. Линия И - технологическая жидкость, закачиваемая насосным агрегатом, линия К - жидкость из пласта. В процессе эжекции потоки соединяются и поступают в межтрубное пространство и далее в желобную емкость. Длительность откачки в настоящем способе при отсутствии притока выполняют равным длительности репрессионного импульса при отсутствии приемистости, при наличии притока - до откачки объема жидкости, равного объему закачанной при репрессии жидкости.

Эти операции выполняются многократно при непрерывно работающем насосном агрегате до достижения и стабилизации приемистости пласта. Для оценки приемистости по падению давления необходимо в нижней позиции клапана УЭГОС поднять давление до максимально-допустимого значения, остановить закачку и контролировать при этом темп падения давления на устьевом манометре. При наличии приемистости пласта для определения его параметров (давление закачки, производительность) с закачкой жидкости в пласт необходимо удалить струйный насос обратной промывкой для исключения погрешности определения давления закачки из-за потери давления на струйном насосе.

После многоцикловой знакопеременной гидроударной обработки пласта шток устанавливается в верхнее положение и производится длительная откачка жидкости из пласта с выносом разрушенных отложений и загрязняющих частиц. В настоящем изобретении откачку продуктов реакции проводят в импульсном режиме, где длительность импульса депрессии регулируют таким образом, чтобы объем откачиваемых при этом продуктов реакции был кратно больше объема закачиваемой жидкости при импульсе репрессии на пласт, причем величину кратности увеличивают с 2 до 10 в течение процесса откачки. Это позволяет повысить вынос загрязнений из пласта, исключить закупорку в отдельных зонах, повысить охват пласта обработкой.

После откачки продуктов реакции в добывающих скважинах осуществляется освоение скважины до получения пластового флюида. Оценивается продуктивность скважины по объему откачиваемой жидкости за единицу времени и депрессии на пласт. В завершение работ производится замена технологической жидкости на чистую, промывка скважины. В нагнетательных скважинах выполняется контрольный замер приемистости.

Работа устройства УЭГОС варианта 2 аналогична вышерассмотренной работе варианта 1, кроме следующего.

1) Переключение клапана варианта 2 осуществляется гидравлическим способом. При минимальной производительности насосного агрегата и соответственно давления на входе в сопло струйного насоса усилия на шток недостаточно для его перемещения, клапан закрыт, а закачиваемая жидкость нагнетается под пакер в пласт. При повышении оборотов насосного агрегата и достижении давления страгивания штока, определяемого силой сжатия пружины, происходит его переключение с ускорением за счет снижения давления под пакером при работе струйного насоса. Перепад давления от межтрубного пространства действует на шток в сечении между диаметрами Д2-Д3 и происходит полное открытие клапана. Для закрытия клапана необходимо уменьшить обороты насосного агрегата, депрессия от струйного насоса снижается и происходит срыв его работы. Пружина прижимает шток в канавку с уплотнением и герметизирует радиальный канал ниппеля.

2) При обратной промывке скважины на шток действует межтрубное давление и происходит его открытие. Это позволяет осуществлять промывку, а также вымыв струйного насоса без снятия пакера.

3) При работе устройства усилие сжатия пакера от веса колонны труб является неизменным за счет выполнения штока внутри корпуса. Это значительно повышает надежность и упрощает конструкцию варианта 2 в сравнении с устройством варианта 1.

Рассмотрим работу устройства УЭГОС на примере гидроударной обработки нагнетательной скважины №29207 Зеленогорской площади Ромашкинского месторождения с использованием устройства по вар. 1.

На забой скважины на НКТ-73 была спущена компоновка в составе: хвостовик с заглушкой (грязесборник) из НКТ-73-1 шт., фильтр из НКТ-73 с манотермометром, НКТ-73-2 шт., пакер ПРО-ЯМО, устройство УЭГОС вариант 1 со струйным насосом. Загерметизировали устье скважины сальниковым устройством КГОМ. Установили пакер. Подсоединили нагнетательную линию насосного агрегата ЦА-320 к угловой задвижке колонны НКТ, приемную линию ЦА-320 и линию сбора выходящей из скважины жидкости к желобной емкости. Заполнили скважину и НКТ технологической жидкостью. Определили приемистость скважины закачкой 6 м3 техводы: Q=45 м3/сут при давлении Рмакс. = 15,0 МПа.

На 1 этапе выполнили барообработку на технической воде. Для этого запустили насосный агрегат и вертикальным перемещением колонны труб и соответственно открытием и закрытием клапана УЭГОС выполнили знакопеременную гидроударную обработку пласта в течение 1 часа в количестве 6 циклов с закачкой в пласт и откачкой из пласта по 0,2 м3 техводы. После обработки откачали жидкость из пласта струйным насосом в объеме 3,5 м3. Обратной промывкой извлекли струйный насос. Определили приемистость скважины: Q=144 м3/сут, Рмакс. = 14,0 МПа.

На 2 этапе (фиг.6) выполнили барохимическую обработку с использованием глино-кислотной композиции. Установили клапан УЭГОС в верхнюю позицию и произвели закачку в НКТ глино-кислотной композиции в объеме 1,5 м3, довели композицию до клапана УЭГОС техводой в объеме 3,6 м3 (участок 1 диаграммы фиг.6), установили клапан УЭГОС в нижнюю позицию и продавили состав в пласт техводой в объеме 1,7 м3 при давлении 13,0 МПа (участок 2).

Ожидание реагирования кислоты (ОРК) - 2 часа. При ОРК сбросили в НКТ струйный насос и выполнили знакопеременную гидроударную обработку пласта в течение 2-го часа ОРК с закачкой в пласт и откачкой из пласта по 0,2 м3 техводы в количестве 10 циклов при давлении Ррепрессии.макс. = 9,5 МПа, Рдепрессии = 3,8…4,0 МПа(участки 3,4). Закачку производили с регулированием производительности насосного агрегата, таким образом, чтобы обеспечивался рост давления с крутизной 1÷6 МПа/мин (фактически - 5…6. МПа/мин). При переключении УЭГОС на депрессию обеспечивалась крутизна ниспадающего участка давления 1÷6 МПа/с (фактически - 1…2 МПа/с). Объем жидкости для «полоскания» пласта - 0,2 м3 техводы определялся условием - не более объема жидкости в подпакерной зоне, который составил 0,3 м3.

После реагирования произвели откачку продуктов реакции струйным насосом в течение 1,5 часов в объеме 7,5 м3, Qнач = 2 м3/час, Qкон = 10 м3/час (участок 5).

Вымыли струйный насос (участок 6). Определили приемистость пласта: Q = 120 м3/сут, Рн/Ркон. = 11,0/12,ОМПа (участок 7). Получен значительный технологический эффект. Сняли пакер и подняли компоновку (участок 8). Затраты времени на ОПЗ, включая спуск и подъем компоновки, составили 31 час.

Настоящее изобретение может быть использовано в нефтегазодобывающей промышленности для обработки призабойной зоны пластов низкодебитного фонда скважин в процессе капитального, текущего ремонта, при освоении скважин после бурения с целью интенсификации притока или приемистости скважин. Наиболее эффективным может быть его применение для обработки неприточных и слабоприточных коллекторов, при отсутствии или недостаточной приемистости скважин, при низкой эффективности или невозможности получения технологического эффекта обычной химобработкой пласта.

1. Способ гидроударной обработки призабойной зоны пласта и освоения скважины, включающий 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, отличающийся тем, что 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, 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, при наличии притока - до откачки объема жидкости, равного объему закачанной при репрессии жидкости.

2. Способ по п.1, отличающийся тем, что откачку продуктов реакции проводят в импульсном режиме, а длительность импульса депрессии регулируют таким образом, чтобы объем откачиваемых при этом продуктов реакции был кратно больше объема закачиваемой жидкости при импульсе репрессии на пласт, причем величину кратности увеличивают с 2 до 10 в течение процесса откачки.

3. Устройство для гидроударной обработки призабойной зоны пласта и освоения скважин, включающее трубчатый составной корпус с нижней присоединительной резьбой, размещенным в нем цилиндрическим полым штоком с верхней присоединительной резьбой, корпус и шток соединены между собой шпонками, размещенными в канавках на соприкасающихся поверхностях в верхней части устройства, причем шток выполнен с продольными канавками, обеспечивающими осевое перемещение штока относительно корпуса, ниппель, ввернутый между верхней и нижней составными частями корпуса, над ниппелем в корпусе выполнены дифференциальные камеры с поршнем на штоке и уплотнительными элементами, дифференциальные камеры содержат радиальные каналы на штоке и корпусе, отличающееся тем, что полый шток выполнен со сквозным осевым отверстием, радиальные каналы в дифференциальных камерах на штоке выполнены под поршнем, в корпусе выполнены над поршнем, ниппель выполнен с трехступенчатым осевым сквозным отверстием, верхнее отверстие имеет диаметр, равный наружному диаметру штока, содержит радиальные каналы и уплотнительные элементы, размещенные на ниппеле выше и ниже радиальных каналов ниппеля, среднее отверстие имеет диаметр, равный внутреннему диаметру полого штока, нижнее отверстие имеет диаметр менее внутреннего диаметра полого штока, а длина продольной канавки и длина штока подобраны таким образом, что в верхнем положении штока обеспечено вскрытие радиальных каналов в ниппеле, а в нижнем положении - их герметизацию, в сквозных осевых отверстиях устройства установлен вставной струйный насос, выполненный в виде цилиндрического тела, диаметром, равным внутреннему диаметру осевого отверстия штока, в цилиндрическом теле установлены активное сопло и камера смешения с диффузором, в верхней части выполнен канал подвода рабочей жидкости в струйный насос, в нижней части - канал подвода откачиваемой из пласта жидкости и в средней части выполнен канал отвода смеси рабочей и откачиваемой жидкостей из насоса с уплотнительными элементами между каналами на наружной поверхности цилиндрического тела, причем верхняя часть струйного насоса с уплотнительными элементами размещена в сквозном канале штока, нижняя часть струйного насоса с уплотнительными элементами размещена в среднем отверстии ниппеля, радиальный канал отвода смеси из насоса совмещен с радиальными каналами на ниппеле, а в верхней части цилиндрического тела струйного насоса к каналу подвода рабочей смеси присоединен патрубок, заглушенный сверху, с размещенными в нем в средней части цилиндрическими манжетами из упругого материала, перекрывающими внутренний диаметр колонны труб в скважине на 80…90%, в верхней части патрубка выполнен фильтр в виде радиальных отверстий диаметром менее диаметра сопла струйного насоса и суммарной площадью не менее площади сквозного канала штока, а в нижней части цилиндрического тела выполнен переходник для наворачивания автономного манометра.

4. Устройство для гидроударной обработки призабойной зоны пласта и освоения скважин, включающее трубчатый составной корпус с осевыми отверстиями и присоединительными резьбами, размещенным в нем цилиндрическим полым штоком с возможностью осевого перемещения, ниппель между верхней и нижней составными частями корпуса, отличающееся тем, что ниппель выполнен с радиальными каналами, полый шток выполнен со сквозным осевым отверстием с сужением диаметра в нижней части, герметично размещен в осевом отверстии нижней части корпуса, поджат снизу пружиной с упорным патрубком, навернутым на нижнюю часть корпуса, шток прижат пружиной к кольцевой канавке с уплотнительным элементом, выполненной на нижней торцевой поверхности верхней части корпуса, и тем самым обеспечивает торцевое уплотнение и герметизацию радиального канала ниппеля, причем диаметральные размеры кольцевой канавки равны диаметральным размерам верхнего торца штока, а диаметральные размеры штока: Д1 - наружный диаметр штока, Д2 - наружный диаметр штока в верхнем торце, Д3 - внутренний диаметр штока в верхнем торце соотносятся таким образом, что площадь в сечении между диаметрами Д1 и Д2 больше площади между диаметрами торцевой поверхности Д2 и Д3, верхняя часть корпуса содержит сквозное осевое отверстие, равное по диаметру сквозному осевому отверстию штока, в сквозных осевых отверстиях устройства установлен вставной струйный насос, выполненный в виде цилиндрического тела, диаметром, равным внутреннему диаметру осевого отверстия штока, в цилиндрическом теле установлены активное сопло и камера смешения с диффузором, в верхней части выполнен канал подвода рабочей жидкости в струйный насос, в нижней части - канал подвода откачиваемой из пласта жидкости и в средней части выполнен канал отвода смеси рабочей и откачиваемой жидкостей из насоса с уплотнительными элементами между каналами на наружной поверхности цилиндрического тела, причем верхняя часть струйного насоса с уплотнительными элементами размещена в сквозном осевом отверстии верхней части корпуса, нижняя часть струйного насоса с уплотнительными элементами размещена в сквозном осевом отверстии штока, радиальный канал отвода смеси из насоса совмещен с радиальными каналами на ниппеле, а в верхней части цилиндрического тела струйного насоса к каналу подвода рабочей смеси присоединен патрубок, заглушенный сверху, с размещенными в нем в средней части цилиндрическими манжетами из упругого материала, перекрывающими внутренний диаметр колонны труб в скважине на 80…90%, в верхней части патрубка выполнен фильтр в виде радиальных отверстий диаметром менее диаметра сопла струйного насоса и суммарной площадью не менее площади сквозного канала штока, а в нижней части цилиндрического тела выполнен переходник для наворачивания автономного манометра.



 

Похожие патенты:

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и, в частности, к устройствам для повышения производительности скважин путем обработки призабойной зоны пласта нефтяной скважины.

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.

Изобретение относится к области разработки месторождений углеводородов. .

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

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.

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.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и может быть использовано при разработке нефтяных месторождений для импульсной закачки жидкости в пласт. Обеспечивает возможность повышения расхода жидкости при импульсной закачке жидкости в пласт. Сущность изобретения: устройство включает корпус, концентрично расположенный в корпусе патрубок с центральным каналом, окнами и гайкой, пружину. Гайка установлена на наружной поверхности патрубка в ее верхней части, а пружина установлена между гайкой и корпусом, в котором выполнена внутренняя цилиндрическая выборка. В нижней части внутренней цилиндрической выборки корпуса выполнены радиальные каналы. При этом снизу к патрубку, вставленному в корпус, жестко присоединен полый цилиндрический клапан, оснащенный кольцевым выступом сверху с возможностью ограниченного герметичного перемещения вниз относительно внутренней цилиндрической выборки корпуса. Полость внутренней цилиндрической выборки корпуса над кольцевым выступом цилиндрического клапана сообщена окнами с центральным каналом, а полость внутренней цилиндрической выборки под выступом сообщена радиальными каналами с пространством снаружи корпуса. Имеется также сменная втулка и жесткий центратор со сбивным клапаном, размещенный на верхнем конце патрубка. Согласно изобретению полый цилиндрический клапан ниже внутренней цилиндрической выборки корпуса оснащен радиальными окнами. Ниже радиальных окон в полом цилиндрическом клапане выполнены радиальные отверстия, герметично перекрытые изнутри сменной втулкой. Сверху сменная втулка соединена с корпусом стержнем, вставленным в радиальные окна полого цилиндрического клапана. При этом полый цилиндрический клапан заглушен снизу, а корпус имеет возможность ограниченных возвратно-поступательных осевых перемещений совместно со сменной втулкой относительно полого цилиндрического клапана с циклическим открытием и закрытием радиальных отверстий полого цилиндрического клапана в процессе закачки жидкости в устройство. 1 ил.

Группа изобретений относится к нефтяной промышленности, а именно к импульсной гидроударной обработке призабойной зоны пласта - ПЗП и освоению скважин. Обеспечивает повышение эффективности и технологичности способа и устройства за счет увеличения мощности и вариативности гидравлического воздействия на ПЗП при упрощении устройства и способа. Сущность изобретений: способ включает изоляцию пласта кольцевым пакером, барообработку призабойной зоны пласта циклическими импульсами давления репрессии и депрессии на призабойную зону пласта с откачкой пластовой жидкости. Для создания импульсов давления репрессии и депрессии разъединяют подпакерное пространство с надпакерным пространством. Дают время на выравнивание подпакерного давления с пластовым. Давление в надпакерной зоне без прокачки рабочего агента с поверхности обеспечивают выше пластового для прямого гидротарана или ниже пластового для обратного гидротарана. Объединяют подпакерное пространство с насосно-компрессорной трубой - НКТ или подпакерное пространство с надпакерным пространством для прямого или обратного гидротарана. Возможность разъединения или объединения подпакерного пространства с надпакерным пространством или насосно-компрессорной трубой обеспечивают применением скважинной компоновки с гильзой, седлом на ней и кольцевым пакером, поршня с крестовиной, который перемещают в гильзе с помощью колонны НКТ с возможностью входа и выхода поршня из гильзы, управляемого поршневого клапана на нижнем торце НКТ, взаимодействующего с седлом гильзы, для его открывания и закрывания при перемещении НКТ с поршнем. 3 н. и 2 з.п. ф-лы, 5 ил.

Сваб // 2540728
Изобретение относится к оборудованию - свабу для снижения уровня жидкости и интенсификации притока прдукции при освоении нефтяных, газовых, водозаборных скважин. Технический результат - повышение надежности работы и расширение технологических возможностей сваба. Сваб содержит корпус с центральным внутренним каналом, сквозными верхними и нижними боковыми отверстиями и обратным клапаном. Этот клапан оснащен центральным верхним штоком, внутренним подпружиненным предохранительным клапаном и сквозными вертикальными отверстиями в верхней торцевой стенке. Корпус состоит из двух соосных втулок, верхней и нижней, и опорной секции, смонтированных на штоке с возможностью вращения. Под острым углом наклона к центральной оси корпуса выполнен межвтулочный кольцевой зазор. Его периферийные кромки расположены на боковых поверхностях втулок. Верхняя втулка выполнена со сквозными наклонными отверстиями. Они сообщены с зазором с возможностью образования гидроуплотнения между корпусом сваба и колонной труб при перемещении сваба. Нижняя втулка выполнена со сквозными боковыми отверстиями в верхней части. Грани кольцевого зазора, верхнее основание верхней втулки, цилиндрическая поверхность каждого из наклонных отверстий верхней втулки выполнены сопряженными. Кроме того, обратный клапан, смонтированный внутри опорной секции с возможностью вертикального перемещения, снабжен боковыми сужающимися соплами. Они совмещены с боковыми сквозными окнами опорной секции. 1 з.п. ф-лы, 3 ил.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и, в частности, к разработке месторождений посредством закачки воды и газа в нагнетательные скважины и извлечения нефти через добывающие. Технический результат - упрощение технологии при одновременном снижении затрат на ее осуществление за счет более полного учета факторов, влияющих на эффективность мероприятий по повышению нефтеотдачи. Способ включает приготовление водогазовой смеси в диапазоне значений газосодержания, обеспечивающем устойчивую работу насосной установки, нагнетание ее в одну или более скважин с помощью установки с центробежным насосом и вытеснение нефти из пласта с системой поддержания пластового давления. При этом перед нагнетанием водогазовой смеси в пласт экспериментально определяют зависимость коэффициента вытеснения нефти от газосодержания в водогазовой смеси при пластовых условиях. На основе полученной зависимости выбирают оптимальное значение газосодержания. Непосредственно на скважине определяют зависимость изменения приемистости скважины от газосодержания. Устанавливают рабочее соотношение расходов воды и газа на входе в смеситель. Далее, по мере продвижения фронта вытеснения, расположенного между нагнетательной и добывающей скважинами, рассчитывают текущее значение газосодержания на фронте вытеснения в зависимости от давления. После этого уменьшают содержание газа в водогазовой смеси, поддерживая его на оптимальном уровне. 1 пр., 1 ил.
Наверх