Способ и устройство для интенсификации работы нефтегазовых скважин (варианты)



Способ и устройство для интенсификации работы нефтегазовых скважин (варианты)
Способ и устройство для интенсификации работы нефтегазовых скважин (варианты)
Способ и устройство для интенсификации работы нефтегазовых скважин (варианты)
Способ и устройство для интенсификации работы нефтегазовых скважин (варианты)
Способ и устройство для интенсификации работы нефтегазовых скважин (варианты)
Способ и устройство для интенсификации работы нефтегазовых скважин (варианты)
Способ и устройство для интенсификации работы нефтегазовых скважин (варианты)

 


Владельцы патента RU 2495999:

ОБЩЕСТВО С ОГРАНИЧЕННОЙ ОТВЕТСТВЕННОСТЬЮ "ВОЛГО-УРАЛЬСКИЙ ЦЕНТР НАУЧНО-ТЕХНИЧЕСКИХ УСЛУГ "НЕЙТРОН" (RU)

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 нефтяной промышленности, в частности к способам и устройствам для интенсификации работы скважин при освоении трудноизвлекаемых углеводородных запасов, обеспечивает высокую эффективность за счет глубокой депрессионной обработки с помощью многоэлементных депрессионных устройств, опускаемых в скважину на геофизическом кабеле, обеспечивающих создание управляемой по величине, длительности и протяженности действия депрессии с последующим переводом депрессионного режима на гидрорепрессионный с одновременным запуском газогенерирующих элементов корпусного газогенератора для создания совокупного гидрогазодинамического импульса давления выше горного с целью раскрытия существующих и создания новых трещин в пласте при регистрации динамики изменения давления в скважине автономными цифровыми системами при частоте отсчетов 8-10 тыс.в секунду для документирования и оценки завершенности разрыва пласта по волновым параметрам гидрогазодинамического процесса в скважине.

Известен метод и аппаратура на геофизическом кабеле для обработки прискважинной зоны эксплуатационных скважин для интенсификации добычи нефти и газа, разработанные АО НПП «ВНИИГИС» (1). Основой этого метода является ударно-депрессионная желонка УДЖ, отличительными особенностями которой являются:

- использование геофизического кабеля;

- дистанционное управление;

- регистрация гидродинамического воздействия (ГДВ) по давлению;

- обеспечение открытия приемной камеры электромеханическим приводом.

Аналогичны по конструкции ударно-депрессионные желонки и других разработчиков (2).

Недостатками существующих кабельных ударно-депрессионных устройств являются:

- отсутствие возможности оперативного изменения величины проходного канала и направления потока жидкости;

- точечный режим депрессионного воздействия;

- ограничен диапазон гидродинамического воздействия;

- не предусмотрена возможность работы с пакерующими системами;

- низкая эффективность воздействия на продуктивный пласт, вследствие чего необходимы многократные повторные спуски УДЖ - до 10 и более (1, табл. результатов).

Известен метод георыхления горных пород для повышения продуктивности скважин (3). Одним из технологических элементов этого метода является создание длительной депрессии (до 15 часов) на уровне 140 атм с помощью струйного насоса УЭОС-4. Недостатком этого метода является исключительно высокая трудоемкость.

Известно устройство для очистки прискважинной зоны продуктивных пластов нефтяных скважин (4), отличающееся тем, что депрессионная камера выполнена в виде набора насосно-компрессорных труб с суммарным объемом от 30 до 300 литров. Это устройство является одной из разновидностей ударно-депрессионных желонок и недостатки ее аналогичны изложенным выше.

Известен способ многоциклового импульсного воздействия на пласт (5), путем создания кратковременных депрессионно-репрессионных затухающих колебаний, за счет интенсивного перетока скважинной жидкости в депрессионную камеру при открытии впускного клапана, отличающийся тем, что величину депрессионного импульса устанавливают равной 30-45% величины гидростатического давления регулированием гидравлического сопротивления впускного клапана с обеспечением до 15-20 циклов затухающих колебаний жидкости в стволе скважины с целью раскачки пробок, закупоривающих фильтрационные каналы.

Недостатки этого способа аналогичны описанным выше устройствам. Колебательные процессы жидкости в стволе скважины при диапазоне динамического воздействия 60-70% величины гидростатического давления малоэффективны для раскачки и извлечения кольматирующего материала из пласта.

Известны устройство и способ возбуждения упругих колебаний и гидроразрыва пласта (6), состоящее из депрессионной камеры с двумя гидроуравновешенными приемными клапанами, расположенными по торцам камеры при последовательном открытии их с помощью электрогидравлического пускового механизма, состоящего из электромагнита и гидроуравновешенного пускового клапана, при открытии которого под действием гидростатического давления открывается верхний клапан и нижний, удерживаемый в исходном положении технологической камерой хвостовика, обеспечивая практически мгновенное открытие депрессионной камеры с коэффициентом открытия более единицы, создавая в скважине «зону» сниженного давления с обеспечением условий для формирования репрессионного гидроудара в диапазоне от 0,1-0,2 до 2 кратной и более величины гидростатического давления при объеме депрессионной камеры от 6-8 литров до сотен литров в зависимости от глубины расположения устройства или цели его использования для создания упругих колебаний или гидроразрыва пласта.

Этот способ и устройство имеют ряд недостатков:

- при высоком коэффициенте раскрытия депрессионной камеры двух приемных клапанов недостаточно для обеспечения эффективного воздействия на продуктивный пласт с целью очистки прискважинной зоны;

- ограничены возможности в создании регулируемой протяженности зоны депрессии и формирования управляемой по величине и продолжительности действия депрессии;

- отсутствие возможности оперативного изменения пропускной способности приемных клапанных систем и направления потока жидкости;

- неоптимальное использование потенциальной энергии гидродинамической системы «скважина - депрессионное устройство - пласт» для обеспечения гидроударного притока флюида для очистки и гидроразрыва продуктивного пласта.

Известен метод гидравлического разрыва пласта (ГРП), широко применяемый в производственной практике для восстановления и увеличения продуктивности скважин, фильтрационные свойства которых в прискважинной зоне пласта ухудшены в процессе строительства, освоения и эксплуатации. Сущность ГРП заключается в том, что в скважину под высоким давлением, превышающим гидростатическое в 1,5-3,0 раза, закачивают жидкость, в результате чего в прискважинной зоне пласта раскрываются существующие трещины и образуются новые. Для предотвращения смыкания этих трещин в них вводят крупнозернистый песок. В результате продуктивность скважины значительно повышается [7]. Однако, несмотря на эффективность, эта технология является трудоемкой, дорогостоящей и не всегда дает ожидаемые результаты.

Известны многочисленные устройства - газогенераторы на твердом топливе, опускаемые в скважину на кабеле и отличающиеся конструкцией и возможностями воздействия на пласт, позволяющие в широких пределах изменять динамику увеличения нагрузки на горные породы и создавать напряженное состояние с целью разрыва продуктивного пласта.

Известен «Газогенератор на твердом топливе с регулируемым импульсом давления для стимуляции скважин» [8]. Поставленная задача изобретения решается тем, что между воспламенительным зарядом и бронированными с внешней поверхности зарядами размещены небронированные трубчатые заряды с большой начальной поверхностью горения. После сгорания всех небронированных зарядов давление несколько уменьшается, а затем снова достигает максимального значения вследствие прогрессивного характера горения бронированных зарядов, обеспечивая увеличение продолжительности силового воздействия на пласт, при этом плавно снижая давление до начального [8].

В качестве недостатка данного газогенератора следует отметить, что для увеличения скорости нарастания давления применены высокоопасные воспламенительные устройства детонационного действия с взрывным патроном и детонирующим шнуром, не обеспечивается требуемая динамика разгрузки пласта для наиболее эффективного достижения поставленной цели; отсутствие информационного сопровождения для контроля и оценки завершенности технологического процесса.

Известен «Заряд бескорпусной секционный для газогидравлического воздействия на пласт» [9]. Устройство состоит из узла воспламенителя и секций заряда, изготовленных из составов, обеспечивающих горение в водной, водонефтяной и кислотной средах и может иметь одну или несколько воспламенительных секций и оснастку с деталями для сбора секций заряда, пропущенных через центральный канал каждой секции. Оснастка представляет собой составную штангу с конусами - центраторами обтекаемой формы для стягивания и поджатия секций заряда вплотную друг к другу. Секции заряда не имеют защитного покрытия. Это обеспечивает горение по всей поверхности заряда. Конфигурация центрального канала имеет форму с развитой поверхностью горения для обеспечения заданного времени горения и давления для гидроразрыва пласта. Для регистрации параметров давления, температуры во времени и привязки по глубине места установки прибора в скважине по локатору муфт предусмотрен измерительный блок, имеющий электрическую связь с наземным пультом.

К недостаткам, снижающим эффективность применения данного газогенератора, следует отнести отсутствие регламентирующих условий по его применению в зависимости от состояния вторичного вскрытия и оценки успешности завершения газогидравлического воздействия на пласт и низкая надежность измерительного блока в гидродинамических условиях при работе газогенератора.

Интересен «Заряд бескорпусной секционный для газодинамического воздействия на пласт» [10], отличающийся от предыдущего заряда [9] наличием проходного полого канала внутри штанг и соединительных муфт вдоль их центральной оси для размещения электрических линий узла воспламенения и электронного блока, закрепляемого на штанге ниже заряда газогенератора. Положительным решением в конструкции газогенератора является размещение электронного блока на штанге ниже заряда, однако наличие проходного канала диаметром 6-8 мм для размещения электрических проводов снижает прочность штанговой оснастки, усложняет монтаж, требует применения многожильных геофизических кабелей, увеличивая при этом аварийность проведения работ, особенно при наборе девяти и более пороховых секций заряда.

Известны «Способы газогидравлического воздействия на пласт» [11, 12], реализующие применение устройства по патенту [10], отличающиеся тем, что для осуществления разрыва пласта проводят несколько последовательных операций воздействия на пласт с регистрацией режима работы заряда и подбором массы секций заряда при первом спуске такой, чтобы обеспечить в интервале обрабатываемого пласта давление, превышающее предел прочности горных пород для создания трещин в пласте и обеспечения гидродинамической связи со скважиной. Для последующих воздействий определяют массу заряда такой, чтобы обеспечить в интервале обрабатываемого пласта давление, достаточное для развития и углубления трещин, образованных при первом сжигании секций заряда. По изменению амплитудных параметров давления во время горения первого и последующих зарядов судят о характере воздействия на пласт и о реакции призабойной зоны на воздействие.

В способе по патенту [12] при подборе массы сжигаемых зарядов учитывают глубину залегания обрабатываемого пласта, его длину и количество перфорационных отверстий, при этом массу каждого последующего заряда увеличивают путем увеличения длины штанги и заряда.

Основным недостатком приведенных способов газогидравлического воздействия на пласт является отсутствие критериев для оценки завершенности воздействия на пласт и обоснования необходимости продолжения работ. Увеличение массы заряда путем увеличения длины его приводит к увеличению аварийности работ.

Известен «Способ газогидравлического воздействия на пласт» [13], включающий проведение глубокопроникающей перфорации применение устройств по патентам [9] или [10] с обеспечением герметизации сочленений секций заряда и проходных отверстий рассеивателя с целью использования внутренней полости заряда и рассеивателя для размещения вещества, оказывающего одновременно с газодинамическим воздействием дополнительное воздействие для развития и очистки трещин или закрепления их кварцевым песком, для снижения вязкости нефти или увеличения проницаемости пласта пенообразующими составами. Совмещение газодинамического воздействия на пласт с другими методами интенсификации нефтепритока несомненно представляет практический интерес. Однако, рекомендуемого патентом объема интенсифицирующих веществ, размещаемого во внутренней полости заряда с учетом реальной возможности доставки в зону пласта через перфорационные отверстия в процессе горения заряда явно недостаточно для получения ожидаемого результата. Кроме того, заполнение внутренней полости сыпучим или гелеобразным веществом в процессе монтажа заряда в полевых условиях с обеспечением необходимой герметизации торцевых соединений является трудоемким и нетехнологичным.

Известен «Способ газодинамического воздействия на пласт и устройство для его осуществления» [14].

Устройство для газодинамического воздействия на пласт, включающий проведение глубокопроникающей перфорации в интервале обрабатываемого пласта, сборку бескорпусного секционного заряда с оснасткой путем пропуска полой составной штанги через центральный канал секций заряда, стягивания и поджатия секций заряда вплотную друг к другу муфтами-центраторами, соединение каротажного кабеля с блоком электроники, сжигания заряда в интервале перфорации, осуществления контроля горения в режиме реального времени и регистрации характеристик режима работы заряда, таких как температура и давление в скважинной жидкости в интервале воздействия на безопасном расстоянии от заряда, отличающийся тем, что осуществляют регистрацию температуры и давления выше зоны горения заряда с частотой 0,5 мс и, дополнительно, регистрацию давления непосредственно в зоне горения заряда, для чего в нижней части блока электроники размещают дополнительный датчик давления, а полую составную штангу против заряда выполняют с радиальным отверстием, по меньшей мере, одним, для газогидродинамической связи зоны горения заряда через полость составной штанги и ее радиальное отверстие с зоной размещения дополнительного датчика давления, при этом по максимальным значениям давлений, измеренным выше зоны горения заряда и непосредственно в зоне горения, разнице этих давлений, оценивают энергию импульса давления, затраченную на разрыв пласта и энергию импульса давления, попавшего в ствол скважины, сопоставляют эти данные и по подъему и спаду давлений и температуры судят об эффективности воздействия на пласт - осуществленном или неосуществленном локальном разрыве пласта, оценивают необходимость повторного воздействия на пласт и необходимую для этого энергию, при повторном воздействии и регистрации вышеупомянутых параметров, оценивают изменение этих параметров от одного воздействия к другому и характер этих изменений, по которым судят об увеличении радиуса локального разрыва пласта и необходимости проведения последующих воздействий на пласт.

Способ предусматривает локализацию интервала воздействия на обрабатываемый пласт путем использования в оснастке заряда против выбранного интервала зоны перфорации муфт-центраторов, близких к внутреннему диаметру обсадной колонны.

К недостаткам данного способа следует отнести сложность оценки эффективности воздействия на пласт и осуществления локального разрыва пласта по регистрируемым параметрам давления и температуры с помощью предлагаемого электронного блока с отдельной линией электросвязи с наземным блоком и гидравлических каналов для дополнительных датчиков недостаточная частота проведения замеров; наличие внутреннего канала в штангах снижает их прочность и при увеличении диаметра муфт-центраторов непременно приводит к аварийным ситуациям; несовершенство монтажа электровоспламенительной системы вызывает частые отказы; устройство и способ не предусматривают возможность применения в наклонных и горизонтальных скважинах.

Типичным недостатком всех известных способов и устройств, основанных на использовании газогенерирующих зарядов для разрыва продуктивных пластов, является:

- бескорпусные газогенераторы давления наименее аварийноустойчивы, так как газогенерирующие заряды чувствительны к удару и по степени опасности обращения отнесены к классу 1, подклассу 1.4, группе совместимости С;

- отсутствие предварительной очистки прискважинной зоны пласта от кольматанта, обусловленного продуктами реакции солянокислотных обработок и другими техногенными факторами.

Известен «Газогенератор для повышения продуктивности нефтяных и газовых скважин» [15].

Газогенератор состоит из блока с основным зарядом твердотопливной композиции и блока воспламенения, в верхней части которого расположена мембрана, разрываемая при заданном давлении через насосно-компрессорные трубы. Под действием перепада давления происходит поршня с фиксирующего его кольцевого буртика и сжатие газа в камере блока воспламенения. Под действием силы давления под поршнем сжатый газ нагревается до температуры, значительно превышающей температуру химического разложения промотора, обеспечивая еще больший нагрев сжимаемой газовой смеси. При достижении давления сжатого газа выше порога срабатывания нижней разрывной мембраны нагретая смесь газа выбрасывается в камеру с основным зарядом твердого топлива, обеспечивая воспламенение его.

Предложен интересный вариант адиабатического воспламенителя для корпусного газогенератора давления, но при работе на трубах он малоперспективен из-за низкой технологичности, высокой трудоемкости и недостаточной надежности. В кабельном варианте корпусного газогенератора применение предложенного адиабатического воспламенителя более перспективно, но в модернизированном варианте.

Близким к предполагаемому изобретению является «Способ и устройство для кумулятивной перфорации скважин (варианты)», относящиеся к способам и устройствам для интенсификации добычи нефти [16]. Сущность изобретения в том, что устройство по первому варианту состоит из приборной головки, пускового устройства, корпусного кумулятивного перфоратора с взрывателем механического или адиабатического действия без инициирующих веществ, зарядами с пробивной способностью до 700 мм при диаметре входного отверстия 8-26 мм, одной или двумя депрессионными камерами с клапанами для их открытия. Клапаны выполнены с диаметром от 10 до 65 мм. В качестве пускового механизма применен электрогидравлический пусковой механизм, при открытии которого имеют возможность открытия верхний приемный клапан и нижний клапан-ударник депрессионной камеры, обеспечивающие открытие депрессионной камеры и создание в скважине зоны депрессии с одновременным инициированием взрывателя кумулятивного перфоратора для пробития перфорационных каналов в период сниженного давления на продуктивный пласт с формированием репрессионного гидроударного воздействия для гидроразрыва пласта и последующей многоцикловой депрессионно-репрессионной обработки перфорированного интервала. При использовании двух депрессионных камер в качестве второй камеры используют камеру, клапан которой снабжен системой автоматической задержки времени. Устройство по второму варианту выполнено без депрессионных камер. По способу устанавливают устройство в проектируемый интервал перфорации. Приводят в действие заряды взрывчатого вещества и создают перфорационные каналы. Согласно изобретению создают управляемую по величине и времени действия депрессию с обеспечением репрессионного гидроразрыва пласта с одно- или двухэтапным многоцикловым гидроударным воздействием, для чего применяют устройство с одной или двумя депрессионными камерами. Согласно способу по второму варианту применяют устройство без депрессионных камер.

В качестве недостатка данного способа следует отметить неоптимальное использование потенциальной энергии для решения задачи эффективной очистки фильтрационных каналов и репрессионного гидроразрыва продуктивного пласта.

Наиболее близким к предполагаемому изобретению для обеспечения глубокой депрессионной обработки продуктивного пласта с возможностью последующего формирования гидрорепрессионного воздействия с целью разрыва пласта является «Устройство и способ для стимуляции работы нефтегазовых скважин (варианты) по пунктам 1 и 4 (17).

По одному из вариантов устройство включает геофизический кабель для спуска устройства и состоит из приборной головки, пускового механизма, депрессионного снаряда в виде двух и более приемных клапанных фильтров, соединенных между собой депрессионными камерами с атмосферным давлением, и манометрического блока. Согласно изобретению применены приемные клапанные фильтры пневмогидроуравновешенной конструкции с проходными каналами диаметром от 10 до 50 мм и общий пневмогидроканал из депрессионных камер. Каждая из этих камер, длиной от 1,5 до 3,0 м и более, обеспечивает автоматическое открытие всех нижерасположенных клапанных фильтров и создание в скважине депрессионной зоны, регулируемой по протяженности количеством приемных фильтров и депрессионных камер, с величиной депрессии в пределах 0,1-0,9 гиростатического давления, продолжительностью действия депрессии 0,6-1,2 с и более при управляемом коэффициенте воздействия на пласт Квп, оцениваемом отношением общей площади клапанных фильтров к площади зазора между депрессионным устройством и скважиной, составляющим значения до 1,0 и более. При этом нижняя депрессионная камера использована в качестве контейнера для сбора и подъема на поверхность извлеченного из пласта кольматанта. В качестве пускового устройства применен электрогидравлический пусковой механизм, при открытии которого под действием гидростатического давления имеется возможность открытия верхнего приемного клапанного фильтра с автоматическим последовательным открытием всех нижерасположенных приемных фильтров. Другие варианты устройства - модификации описанного варианта. Варианты способа заключаются в различных вариантах использования устройства.

К недостаткам данного изобретения, следует отнести неоптимальные размеры депрессионных камер по длине, недостаточную продолжительность депрессии, неоптимальное использование потенциальной энергии гидродинамической системы «скважина - многоэлементный депрессионный снаряд - продуктивный пласт» для наиболее эффективной очистки прискважинной зоны от кольматанта и возможности формирования гидрорепрессионного импульса давления обеспечивающего гидроразрыв пласта.

Сущность изобретения. Устройство состоит из приборной головки, блока дистанционного контроля, пускового механизма, многоэлементного депрессионного снаряда в виде двух и более приемных клапанных фильтров, соединенных между собой депрессионными камерами с атмосферным давлением в единую систему с общим пневмогидроканалом, корпусного газогенератора и автономного регистрационного блока для создания в интервале продуктивного пласта регулируемой по длине и управляемой по величине и продолжительности действия зоны депрессии и создания многократных знакопеременных гидродинамических воздействий на продуктивный коллектор при снятом гидростатическом давлении для ослабления сцепления частиц горной породы, отрыва и извлечения кольматирующего материала с элементами горной породы депрессионным притоком флюида из пласта для эффективной очистки перфорационных каналов и стимуляции нефтегазопритока с последующим переводом депрессионного режима на гидроударный за счет падения столба скважинной жидкости в «зону сниженного давления» для раскрытия существующих и образования новых трещин с локализацией зон трещинообразования и привязки их к геологическому разрезу скважины и возможностью создания синергетического гидроударного и газодинамического импульса давления для разрыва пластов при закреплении трещин частицами разрушенной горной породы с формированием репрессионно-депрессионного волнового процесса в инфразвуковом диапазоне частот с целью вовлечения в разработку капиллярно-защемленных нефтесодержащих зон при регистрации динамики изменения давления в скважине автономными цифровыми манометрами.

Устройство позволяет обеспечить без пакерующих систем эффективный способ интенсификации нефтегазопритока, очистки перфорационных каналов с извлечением кольматанта и частиц горной породы созданием управляемой трехмерной депрессии в зоне, охватывающей весь обрабатываемый интервал с обеспечением преимущественного притока флюида из пласта за счет увеличения общей площади приемных клапанов до значений, кратно превышающих зазор между депрессионным снарядом и скважиной с формированием синергетического гидрогазодинамического импульса давления для разрыва пластов при естественном закреплении трещин частицами разрушенной горной породы.

Устройство может применяться в различной компоновке по числу приемных клапанных фильтров и депрессионных камер, с корпусным газогенератором давления или без него в зависимости от горно-геологических условий и решаемых задач с различными пусковыми устройствами и системами автоматического инициирования воспламенения зарядов газогенератора давления в зависимости от технологии проведения работ - на геофизическим кабеле или на трубах.

Целью предлагаемого изобретения является достижение технического результата - интенсификация работы нефтегазовых скважин за счет применения устройств на кабеле с многоэлементными депрессионными системами для создания гидроударного притока флюида из пласта при многократном знакопеременном воздействии для извлечения из перфорационных каналов продуктов загрязнения с элементами горной породы и интенсификации нефтегазопритока путем гидрогазодинамического разрыва продуктивных пластов с локализацией зон трещинообразования и привязкой их к геологическому разрезу скважины при минимальных материальных и трудовых затратах.

Технический результат достигается тем, что в опускаемом на геофизическом кабеле устройстве для интенсификации работы нефтегазовых скважин применено устройство, состоящие из приборной головки, блока дистанционного контроля, пускового механизма, депрессионного снаряда в виде двух и более приемных клапанных фильтров, соединенных между собой депрессионными камерами, корпусного газогенератора давления и автономного регистрационного блока, согласно первому варианту применяют устройство, включающее геофизический кабель для спуска устройства и состоящее из приборной головки, блока дистанционного контроля, пускового механизма, депрессионного снаряда в виде двух и более приемных клапанных фильтров, соединенных между собой депрессионными камерами с атмосферным давлением и автономного регистрационного блока, отличающееся тем, что применен грузонесущий геофизический кабель многослойной конструкции с разрывной прочностью до 250 кН и диаметром от 12 до 28 мм, для доставки устройства в вертикальные и наклонно-направленные стволы скважин [18, 19], осуществление контроля изменения уровня жидкости в скважине и привязки расположения устройства к геологическому разрезу гамма-методом с использованием датчиков блока дистанционного контроля, при этом для дистанционного запуска многоэлементного депрессионного снаряда применено пусковое устройство в виде электрогидромеханического клапана, при открытии которого под действием гидростатического давления обеспечивается открытие верхнего приемного клапанного фильтра депрессионного снаряда с последующим автоматическим открытием всех ниже расположенных приемных клапанных фильтров пневмогидроуравновешенной конструкции с проходными каналами диаметром 30-56 мм и общим пневмогидроканалом из депрессионных камер, длиной 1,5-3 м и более, обеспечивающих коэффициент раскрытия каждой камеры до 0,75 от площади поперечного сечения и создание в скважине депрессионной зоны протяженностью до 100 метров и более, с величиной депрессии до 0,9 Ргст и продолжительностью действия депрессии 0,6-3,5 с и более при многократном, по числу примененных клапанов, знакопеременном гидродинамическом воздействии в диапазоне от 1,5 до 10,0 МПа при снятом гидростатическом давлении и коэффициенте воздействия на пласт Квп 4,5 и более, определяемом отношением общей площади проходных каналов приемных клапанных фильтров к площади зазора между депрессионным устройством и скважиной, для создания гидроударного воздействия на перфорированный интервал падающим столбом скважинной жидкости импульсом давления 1,5-2,5 Ргст с целью разрыва пласта с формированием депрессионно-репрессионного волнового процесса в инфразвуковом диапазоне частот при регистрации динамических параметров волн автономными цифровыми манометрами с частотой измерений 8,0-10,0 тысяч в секунду, при этом кассеты приемных клапанов, расположенные в зоне продуктивного пласта и нижняя депрессионная камера, используются в качестве контейнеров для сбора и подъема на поверхность извлеченного из пласта кольматанта и образцов горной породы.

При разработке устройства применены многофункциональные приемные клапанные системы пневмогидроуравновешенной конструкции с проходными каналами диаметром от 7 до 56 мм с возможностью оперативно устанавливать требуемый функциональный клапан соответствующего диаметра для достижения необходимой величины депрессии и коэффициента воздействия на пласт.

Для запуска многоэлементного депрессионного снаряда применен электрогидромеханический способ, реализуемый с помощью пускового механизма, обеспечивающего в условиях действия гидростатического давления скважинной жидкости открытие приемного клапанного фильтра верхней депрессионной камеры с последующим последовательным открытием приемных клапанных фильтров всех нижерасположенных депрессионных камер, при этом имеется возможность применения нижнего приемного клапана для запуска системы автоматического воспламенения газогенерирующего заряда корпусного газогенератора давления.

В целях повышения безопасности при производстве работ в качестве газогенерирующих зарядов для корпусных газогенераторов применены высокоэнергоемкие смесевые составы недетонирующего типа на основе перхлората или нитрата калия и других газогенерирующих композиций, обеспечивающие в процессе горения высокие скорости увеличения давлений, позволяющие при регулируемой величине зарядов и циклической динамике воздействия достигать величины давлений до 4,0-5,0 значений Ргст для уверенного раскрытия существующих и создание новых, более протяженных фильтрационных каналов в продуктивном пласте.

Получение максимальных значений депрессионного воздействия в требуемом интервале при минимальных объемах депрессионных камер достигается тем, что применена многоклапанная система с общим пневмогидроканалом, обеспечивающая практически мгновенное открытие депрессионного снаряда с атмосферном давлением с коэффициентом раскрытия каждой камеры до 0,75 от площади поперечного сечения и с коэффициентом воздействия на пласт (отношение площади сечения приемных клапанных фильтров к площади зазора депрессионного снаряда со скважиной) от 1 до 4,5 и более, что позволяет, последовательно заполняя депрессионные камеры скважинной жидкостью, создавать в скважине «зону сниженного давления» в интервале расположения многоэлементного депрессионного снаряда, достигающую до 100 метров и более и являющуюся необходимым условием для преимущественного притока флюида из продуктивного пласта и формирования направленного гидроударного воздействия на перфорированную зону продуктивного пласта, обусловленного падением столба скважинной жидкости в «зону сниженного давления», созданную многоэлементным депрессионным снарядом с концентрацией энергии в интервале установки нижнего клапана депрессионного снаряда, используя нижерасположенный неподвижный столб скважинной жидкости в качестве гидроупора для создания направленного импульса давления на продуктивный пласт.

Информационное сопровождение гидрогазодинамического разрыва пласта осуществляется с помощью гамма-датчика и датчика давления блока дистанционного контроля, используемых для привязки расположения устройства к геологическому разрезу, контроля изменения уровня жидкости в скважине и величины ударных нагрузок на грузонесущий тракт при работе устройства и автономных цифровых манометров, обеспечивающих регистрацию диаграмм давления в режиме реального времени с дискретностью до 8,0-10,0 тыс.отсчетов в сек, фиксирующих амплитудные и волновые параметры гидродинамического процесса, по которым выделяются зоны трещинообразования и оценивается эффективность разрыва пласта. Крепление автономного манометра производится ниже депрессионных камер или ниже газогенератора при компоновке устройства в комплексе с газогенератором.

Успешность гидроударных обработок скважин зависит от времени удержания микротрещин во время гидроудара в раскрытом состоянии. Из литературных источников известно, что это время должно обеспечивать возможность заполнения трещин рабочей жидкостью. Для успешного применения гидроудара при обработке прискважинной зоны время воздействия высокого давления должно быть не менее 0,2-0,5 секунды, которое необходимо для задавливания рабочей жидкости в трещины и последующего расширения их [20, стр.173, 177]. В предлагаемом депрессионно-гидродинамическом способе воздействия на продуктивный пласт время высокого давления составляет 0.6-3,5 секунды, позволяя с учетом инерционности гидродинамической системы, применить амплитудный параметр гидроударного воздействия, фиксирующий раскрытие трещин локальным снижением давления Ргдв до значений Ргст и ниже, для выделения зон раскрытия трещин при регистрации диаграмм давления в режиме реального времени автономными цифровыми манометрами.

Известно, что циклическая динамика нагружения горных пород импульсами давления наиболее эффективна для снижения прочности пород, их разрыва, раскрытия и создания новых трещин [20, стр.179].

Лабораторными исследованиями установлено, что при неоднократном гидравлическом нагружении образцов горных пород предельные напряжения закономерно снижаются и наибольшее снижение сдвигающих напряжений проявляется на втором импульсе воздействия. После шести-семи импульсов сдвигающие напряжения отличаются от первоначальных на 60-65%. Сила сцепления частиц горных пород резко убывает уже после первого импульса, а после шести импульсов снижается до 0,05 МПа [20, стр.179, 180]. В предлагаемом устройстве и способе депрессионно-гидродинамического воздействия на продуктивный пласт применен многоклапанный депрессионный комплекс, обеспечивающий создание в скважинных условиях управляемой по величине, длительности и протяженности действия депрессионной зоны (трехмерной депрессии) с многократным (до 9 и более) знакопеременным воздействием давлением в диапазоне от 1,5 до 10,0 МПа при снятой гидростатике для ослабления прочностных свойств горных пород с целью последующего извлечения кольматирующего материала и частиц горной породы гидроударным притоком флюида из продуктивного пласта через перфорационные отверстия в клапанные каналы депрессионного снаряда.

Эффективность гидрогазодинамического воздействия на пласт в значительной мере определяется гидродинамическим совершенством скважины. Известно, что при суммарной площади перфорационных отверстий более 25% общей поверхности трубы импульс давления через интервал перфорации проходит беспрепятственно. Уменьшение суммарной площади ниже указанного значения заметно трансформирует импульс давления по абсолютной величине и характеру воздействия. Гидродинамическое совершенство вскрытия пласта зависит не только от плотности перфорации, но и от глубины перфорационных каналов, расположения их по колонне, типа коллектора и других факторов [20, стр.174]. Поэтому до проведения работ по гидрогазодинамическому разрыву производится оценка качества вторичного вскрытия продуктивного пласта по плотности перфорации и по поверхности вскрытия и, при поверхности вскрытия пласта перфорационными каналами менее 1000 см2/м перфорированного интервала, производится дополнительная перфорация кумулятивными перфораторами каналов с входным диаметром 8-26 мм и глубиной 250-1000 мм для увеличения поверхности вскрытия пласта до 2000 см2/м и более.

Проведение работ по гидрогазодинамическому разрыву пласта рекомендуется на геофизическом кабеле с высокой разрывной прочностью (120-250 кН) и достаточно высокой жесткостью для продвижения газогенератора в наклонно-направленные скважины с зенитным углом до 90° и предотвращения аварийных ситуаций. Этот кабель состоит из трех и более изолированных токоведущих жил, покрытых двумя или тремя парами слоев брони с противоположно направленными повивами проволок в каждой паре, причем вторая и третья пара слоев брони изготовлены из проволоки, диаметр которой в 1,3-2,5 раза больше диаметра проволок первой пары слоев брони, при этом поверх каждой пары нанесено под давлением покрытие из пластичного клеящего материала, заполняющего промежутки между проволоками брони. Внешний диаметр кабеля прокалиброван по всей длине в диапазоне 12-28 мм, причем на участке грузодвижущей части кабеля, предназначенном для работы в наклонной и горизонтальной частях скважины, начиная со второго или третьего слоя брони, до 75% проволок отсечены с равномерным смещением мест отсечения по длине участка при переходе от нижнего слоя к верхнему, а оставшиеся проволоки образуют армирующий каркас для полимерных оболочек с обеспечением снижения удельной плотности кабеля на данном участке до 30%, причем в верхнем слое брони проволоки могут быть уложены без отсечения по всей длине кабеля с равномерными промежутками между проволоками с уменьшением до 50% плотности укладки проволок в слое, при этом промежутки между проволоками заполнены полимерным материалом в процессе нанесения внешней полимерной оболочки [18, 19].

По первому варианту устройства технический результат достигается тем, что применен способ интенсификации работы нефтегазовых скважин, включающий установку устройства на геофизическом кабеле в интервале продуктивного пласта, вскрытого перфорацией, приведение в действие многоэлементного депрессионного снаряда, отличающейся тем, что производится дополнительно кумулятивная перфорация для обеспечения поверхности вскрытия пласта до 2000 см2/м и более перфорационными каналами с входным диаметром 8-26 мм и глубиной 250-1000 мм, а в качестве энергетической основы применена потенциальная энергия гидродинамической системы «скважина - многоэлементный депрессионный снаряд-пласт», выделяемая путем создания многоэлементным депрессионным снарядом трехмерной депрессии с управляемой величиной, протяженностью зоны и продолжительностью действия при многократном (по числу примененных клапанов) знакопеременном гидродинамическом воздействии на перфорированный интервал продуктивного пласта в диапазоне от 1,5 до 10,0 МПа при снятом гидростатическом давлении с целью вызова нефтегазопритока и кратного ослабления сцепления кольматанта и частиц горной породы при управляемом коэффициенте воздействия на пласт для эффективной очистки перфорационных каналов с извлечением кольматанта с частицами горной породы и последующим гидроударным воздействием на перфорированный интервал падающим столбом скважинной жидкости с концентрацией энергии в интервале установки нижних клапанов депрессионного снаряда, используя нижерасположенный неподвижный уровень жидкости в качестве гидроупора для создания направленного импульса давления на продуктивный пласт с целью раскрытия существующих и образования новых трещин при естественном закреплении их частицами горной породы в результате необратимой деформации ее при циклической динамике воздействия импульсами давления с формированием депрессионно-репрессионного волнового процесса в инфразвуковом диапазоне частот в стволе скважины, фильтрационных каналах и открытых порах продуктивного коллектора для вовлечения в разработку капиллярно-защемленных нефтенасыщенных участков.

Проявления нефтегазопритока, обусловленные прорывами растворенного углеводородного газа в виде динамических аномалий длительностью 0,2-6,0 мс и амплитудой до 5-10 МПа в условиях максимальных значений депрессии при 0,2-0,4 Рнасыщения газа при снятом гидростатическом давлении, четко фиксируются на диаграммах давления, регистрируемых высокочастотными цифровыми манометрами в режиме реального времени в процессе работы устройства (Приложения №1, 2, 4).

Применение трехмерной депрессии с управляемой величиной, протяженностью зоны и продолжительностью действия при многократном (по числу примененных клапанов) знакопеременном гидродинамическом воздействии на перфорированный интервал продуктивного пласта в диапазоне от 1,5 до 10,0 МПа при снятом гидростатическом давлении в комплексе с микровзрывами с давлением до 5-10 МПа, обусловленными прорывами растворенного углеводородного газа, обеспечивая кратное ослабление сцепления кольматанта и элементов горной породы, создает необходимые условия для эффективной очистки фильтрационных каналов с извлечением кольматанта и элементов горной породы депрессионным притоком флюида из продуктивного пласта через перфорационные отверстия в клапанные каналы депрессионного снаряда с последующим извлечением их на поверхность для лабораторного анализа с целью изучения текущего состояния разработки нефтяного месторождения. Образцы горных пород, отобранные гидродепрессионным способом в процессе испытания устройства, приведены в приложении №3.

Открытием нижнего приемного клапана и заполнением нижней депрессионной камеры завершается депрессионный полупериод депрессионно-гидроударного волнового воздействия при снятом гидростатическом давлении и формируется гидроударный полупериод длительностью от 2 до 5 с, характеризующийся резким увеличением давления до 1,5-2,5 Ргст, обусловленным падением столба скважинной жидкости в зону продуктивного пласта, вскрытого перфорацией, создавая необходимые физические условия для гидроволнового отражения динамических параметров продуктивного пласта, вскрытого перфорацией. По амплитудному параметру гидроударного воздействия четко выделяются зоны, обусловленные различной проницаемостью и плотностью, фиксируются локальные микротрещины с высокими свойствами поглощения гидроударной энергии, полученные в процессе испытания устройства, приведены в приложении №1. При обработке диаграмм давления, регистрируемых автономными манометрами в реальном времени, в комплексе с результатами геофизических исследований имеется возможность привязки выделяемых трещин к геологическому разрезу скважины.

Высокая эффективность гидрогазодинамического разрыва продуктивного пласта при невысоких материальных и трудовых затратах заключается в том, посредством циклического применения гидрогазогенерирующих устройств, опускаемых в скважину на геофизическом кабеле, реализуется способ, отличающийся тем, что создается трехмерная депрессия с управляемой величиной, продолжительностью и протяженностью действия, являющаяся энергетической основой для гидроударного воздействия на перфорированный интервал падающим столбом скважинной жидкости с энергетикой достаточной для локального раскрытия трещин или синергетического гидрогазодинамического воздействия для создания новых фильтрационных каналов в пласте с формированием двухуровневого волнового воздействия на продуктивный пласт в инфразвуковой полосе частот в диапазоне от 0,1 до 0,9 Ргст при снятом гидростатическом давлении и от 1,5-4,0 Ргст до 0,6-0,7 Ргст в условиях действия гидростатики с информационным сопровождением, отражающим в реальном времени весь гидродинамический процесс от спуска устройства в скважину до подъема на поверхность для документирования и оценки эффективности выполненных работ.

Согласно второму варианту применяют устройство для интенсификации работы нефтегазовых скважин, включающее геофизический кабель для спуска устройства и состоящее из приборной головки, блока дистанционного контроля, пускового механизма, депрессионного снаряда в виде двух и более приемных клапанных фильтров, соединенных между собой депрессионными камерами с атмосферным давлением, корпусного газогенератора давления и автономного регистрационного блока, отличающееся тем, что применен грузонесущий геофизический кабель многослойной конструкции с разрывной прочностью до 250 кН и диаметром от 12 до 28 мм, для доставки устройства в вертикальные и наклонно-направленные стволы скважин, осуществление привязки расположения устройства к геологическому разрезу гамма-методом и контроля изменения уровня жидкости с использованием датчиков блока дистанционного контроля, при этом для дистанционного запуска многоэлементного депрессионного снаряда применено пусковое устройство в виде электрогидромеханического клапана, при открытии которого под действием гидростатического давления обеспечивается открытие верхнего приемного клапанного фильтра депрессионного снаряда с последующим открытием всех ниже расположенных приемных клапанных фильтров пневмогидроуравновешенной конструкции с проходными каналами диаметром 30-56 мм и общим пневмогидроканалом из депрессионных камер, длиной 1,5-12 м и более, обеспечивающих коэффициент раскрытия каждой камеры до 0,75 от площади поперечного сечения и создание в скважине депрессионной зоны протяженностью до 100 метров и более, с величиной депрессии 0,7-0,9 Ргст и продолжительностью действия депрессии 0,6-3,5 с и более при многократном, по числу примененных клапанов, знакопеременном гидродинамическом воздействии в диапазоне от 1,5 до 10,0 МПа и управляемом коэффициенте воздействия на пласт Квп до 4,5 и более, определяемом отношением общей площади проходных каналов приемных клапанных фильтров к площади зазора между депрессионным устройством и скважиной, с последующим формированием гидроударного воздействия на перфорированный интервал падающим столбом скважинной жидкости при одновременном запуске нижним клапанным фильтром системы адиабатического или кумулятивного воспламенения газогенерирующего заряда корпусного газогенератора давления для создания совокупного гидрогазоимпульсного давления до 4,0-5,0 Ргст для раскрытия существующих и образования новых трещин при естественном закреплении их частицами горной породы в результате необратимой деформации ее при циклической динамике воздействия импульсами давления с формированием депрессионно-репрессионного волнового процесса в инфразвуковом диапазоне частот при регистрации динамических параметров волн автономными цифровыми манометрами с частотой измерений 8,0-10,0 тысяч в секунду.

По второму варианту применяют способ интенсификации работы нефтегазовых скважин, включающий анализ состояния вторичного вскрытия продуктивного пласта и проведение дополнительной перфорации, установку устройства для интенсификации работы нефтегазовых скважин в интервал перфорации на геофизическом кабеле, приведение в действие депрессионного снаряда с корпусным газогенератором давления, отличающийся тем, что оценивают качество вторичного вскрытия продуктивного пласт и, при поверхности вскрытия менее 1000 см2/м перфорированного интервала, производят дополнительно пробитие кумулятивными зарядами перфорационных каналов глубиной 250-1000 мм при диаметре отверстий в колонне 8-26 мм для обеспечения поверхности вскрытия пласта до 2000-2200 см2/м с последующим созданием многоэлементным депрессионным снарядом депрессионной зоны с управляемой по величине, времени действия и коэффициенту воздействия на пласт депрессией для создания гидроударного воздействия на перфорированный интервал падающим столбом скважинной жидкости с усилением газодинамическим воздействием для получения синергетического импульса давления в 2-3,5 раза выше давления разрыва пласта для раскрытия существующих и образования новых трещин при естественном закреплении их частицами горной породы с локализацией зон трещинообразования и привязкой их к геологическому разрезу скважины и формированием депрессионно-репрессионного волнового процесса в инфразвуковом частотном диапазоне для вовлечения в разработку застойных нефтенасыщенных участков с документированием процесса и оценкой завершенности разрыва пласта по динамическим параметрам диаграмм давления, регистрируемых автономными цифровыми манометрами.

Устройство по первому варианту изображено на фиг.1. Оно состоит из грузонесущего геофизического кабеля 1, кабельного наконечника 2, приборной головки 3, блока дистанционного контроля 4, пускового механизма 5 с пусковым клапаном 6, верхнего приемного фильтра с клапаном 7, корпусом 8 и депрессионной камерой 9, второго приемного фильтра с клапаном 10, корпусом 11 и депрессионной камерой 12, третьего приемного фильтра с клапаном 13, корпусом 14 и депрессионной камерой 15, к которой подсоединен переходником 16 манометрический блок 17 с заглушкой 18. Депрессионные камеры 9, 12, 15 изготовлены из насосно-компрессорных труб. Конструктивно клапан пускового механизма и клапаны приемных фильтров 6, 7, 10 и 13 выполнены в гидравлически уравновешенном исполнении атмосферного давления к гидростатическому. Герметизация отдельных узлов устройства осуществляется с помощью уплотнительных резиновых колец.

Подготовка устройства к работе производится в следующей последовательности.

Производится сборка блочно каждого приемного фильтра 7, 10, 13 установкой в корпуса клапанов и подсоединением корпусов к депрессионным камерам 9, 12, 15. К корпусу нижней депрессионной камеры 15 подсоединяется манометрический блок 17. Все блоки приемных фильтров конструктивно выполнены с возможностью захвата и установки на устье скважины с помощью элеватора. Компоновка устройства начинается с установки с помощью элеватора на устье скважины нижнего приемного фильтра в сборе с манометрическим блоком. Вторым элеватором захватывается следующий блок приемного фильтра 10 и в вертикальном положении соединяется депрессионная камера 12 с корпусом нижнего приемного фильтра 13. После этого освобождается нижний элеватор для захвата очередного блока приемного фильтра, а собранная компоновка устанавливается на устье на верхнем элеваторе. После подсоединения аналогичным образом и установки на устье скважины верхнего приемного фильтра 7 к нему подсоединяется пусковое устройство 5 в сборе спусковым клапаном 6, блоком дистанционного контроля 4 и головкой 3. К геофизическому кабелю 1 устройство подсоединяется с помощью кабельного наконечника 2. В таком виде компоновка устройства опускается в скважину.

Устройство работает следующим образом. В процессе спуска в скважину с помощью датчиков блока дистанционного контроля осуществляется контроль уровня жидкости в стволе скважины, а по гамма-датчику производится точная установка устройства в интервал обработки с привязкой к геологическому разрезу. После установки устройства в требуемый интервал подается электрический ток по кабелю на электрогидромеханическую пусковую систему, с помощью которой открывается пусковой клапан 6 и обеспечивается доступ скважинной жидкости в верхний клапанный фильтр 7. Под действием гидростатического давления открываются верхний клапанный фильтр 7 и все ниже расположенные клапаны приемных фильтров 10, 13, создавая депрессионное снижение давления в зоне расположения устройства.

Регистрация давления в скважине осуществляется с помощью автономных цифровых манометров, установленных в манометрическом блоке 17.

Динамика изменения давления в скважине, отражающая весь технологический процесс депрессионно-гидроударного волнового воздействия на продуктивный пласт от запуска газогенератора до полного затухания волновых колебаний с отражением знакопеременных воздействий при снятом гидростатическом давлении с прорывами растворенного углеводородного газа и зон локального раскрытия трещин при гидроударном воздействии, зафиксированная автономными цифровыми манометрами в режиме реального времени и являющаяся документальным подтверждением выполнения работ на скважине с устройством по первому варианту приведена в приложении №1.

Диаграмма давления прорыва углеводородного газа из капиллярно защемленных нефтесодержащих зон, достигающего 0,5-9,3 МПа, в условиях знакопеременного динамического воздействия на пласт при снятом гидростатическом давлении, зарегистрированная при испытании устройства, приведена в приложении №2.

Образцы горных пород, отобранные гидродепрессионным способом из продуктивных пластов эксплуатационных скважин приведены в приложении №3.

Устройство по второму варианту изображено на фиг.2. Оно состоит из грузонесущего геофизического кабеля 1, кабельного наконечника 2, приборной головки 3, блока дистанционного контроля 4, пускового механизма 5 с пусковым клапаном 6, верхнего приемного фильтра с клапаном 7, корпусом 8 и депрессионной камерой 9, второго приемного фильтра с клапаном 10, корпусом 11 и депрессионной камерой 12, третьего приемного фильтра с клапаном 13 с корпусом 14 и адиабатическим воспламенителем 15, к которому муфтой 18 подсоединен корпус газогенератора давления 23 с газогенерирующим зарядом 21. Для выхода газообразных продуктов горения заряда 21 в корпусе генератора давления 23 предусмотрены продольные окна 22. Манометрический блок 25 с заглушкой 26 подсоединен к корпусу генератора давления переводником 24. В корпусе адиабатического воспламенителя 15 установлен дифференциальный поршень 16 с кратным соотношением рабочих поверхностей, создавая кратное увеличение давления газовоздушной смеси под рабочим поршнем 17 для обеспечения требуемого давления и температуры для разрыва опорно-герметизирующего диска 19 и воспламенения газогенерирующего заряда 21. Положение диска 19 фиксируется резьбовой втулкой 20. Депрессионные камеры 9, 12 изготавливаются из насосно-компрессорных труб. Клапан пускового механизма и клапаны приемных фильтров 6, 7, 10 и 13 выполнены в пневмогидроуравновешенном исполнении. Герметизация отдельных узлов устройства осуществляется с помощью уплотнительных резиновых колец.

Подготовка устройства к работе производится в следующей последовательности.

К корпусу генератора давления 23 с помощью переводника 24 подсоединяется манометрический блок 25 с установленными автономными цифровыми манометрами, закрытыми заглушкой 26. С другого торца в корпус генератора давления 23 устанавливается газогенерирующий заряд 21 в виде твердотопливных газогенерирующих шашек цилиндрической формы из высокоэнергетических смесевых составов недетонирующего типа в требуемом объеме согласно горно-геологическим условиям выполнения работ и с помощью муфты 18 подсоединяется адиабатическое воспламенительное устройство 15 в сборе с дифференциальным поршнем 16, рабочим поршнем 17, опорно-герметизирующим диском 19 с втулкой 20, соединенных с корпусом 14 и клапанным фильтром 13. Собранная компоновка манометрического блока 25, газогенератора 23 с адиабатическим воспламенителем 15, корпусом 14 и клапанным фильтром 13 с помощью элеватора устанавливается на устье скважины. Вторым элеватором захватывается следующий блок приемного фильтра 10 и в вертикальном положении соединяется корпус депрессионной камеры 12 с корпусом нижнего приемного фильтра 13 с последующим блочным монтажом приемного клапанного фильтра 7 с клапанным фильтром 10 и подсоединением пускового механизма 5 с блоком дистанционного контроля 4 и головкой 3. К геофизическому кабелю 1 устройство подсоединяется с помощью кабельного наконечника 2.

Устройство работает следующим образом. В процессе спуска в скважину с помощью датчиков блока дистанционного контроля осуществляется контроль уровня жидкости в стволе скважины, а по гамма-датчику производится точная установка устройства в интервал обработки с привязкой к геологическому разрезу. После установки устройства в требуемый интервал подается электрический ток по кабелю на электрогидромеханическую пусковую систему, с помощью которой открывается пусковой клапан 6 и обеспечивается доступ скважинной жидкости в верхний клапанный фильтр 7. Под действием гидростатического давления открываются верхний клапан фильтр 7 и все ниже расположенные клапаны приемных фильтров 10, 13, создавая депрессионное снижение давления в зоне расположения устройства. При открытии приемного клапана 13 под действием гидравлического давления дифференциальным поршнем 16 посредством рабочего поршня 17 под ним создается давление газовоздушной смеси, кратно превышающее внешнее гидроударное воздействие, обеспечивая создание требуемой температуры и давления для разрыва опорно-герметизирующего диска 19 и воспламенения газогенерирующего заряда 21 корпусного генератора давления 23 для целью создания импульса высокого давления в зоне расположения устройства в скважине газообразными продуктами горения, выходящими через продольные окна 22. Динамика изменения давления в скважине, отражающая весь гидродинамический процесс осуществляется с помощью автономных цифровых манометров, установленных в манометрическом блоке 25.

Устройство по третьему варианту изображено на фиг.3. Оно состоит из грузонесущего геофизического кабеля 1, кабельного наконечника 2, приборной головки 3, блока дистанционного контроля 4, пускового механизма 5 с пусковым клапаном 6, верхнего приемного фильтра с клапаном 7, корпусом 8 и депрессионной камерой 9, второго приемного фильтра с клапаном 10, корпусом 11 и депрессионной камерой 12, третьего приемного фильтра с клапаном 13, корпусом 14 и гидроударным устройством 15 с кумулятивным воспламенителем 17, к которому муфтой 19 подсоединен корпус газогенератора давления 24 с газогенерирующим зарядом 22. Для выхода газообразных продуктов горения заряда 22 в корпусе генератора 24 предусмотрены продольные окна 23. Манометрический блок 26 с заглушкой 27 подсоединен к корпусу генератора давления переводником 25. В корпусе кумулятивного воспламенителя 17 установлен кумулятивный заряд 20 с механическим детонирующим устройством 18 и ударником 16. Герметизация кумулятивного заряда-воспламенителя 20 осуществляется опорно-герметизирующим диском 21. Депрессионные камеры 9, 12 изготавливаются из насосно-компрессорных труб. Клапан пускового механизма и клапаны приемных фильтров 6, 7, 10 и 13 выполнены в пневмогидроуравновешенном исполнении. Герметизация остальных узлов устройства осуществляется с помощью уплотнительных резиновых колец.

Подготовка устройства к работе производится в следующей последовательности.

К корпусу генератора давления 24 с помощью переводника 25 подсоединяется манометрический блок 26 с установленными автономными цифровыми манометрами, закрытыми заглушкой 27. С другого торца в корпус генератора давления 24 устанавливается газогенерирующий заряд 22 в виде твердотопливных газогенерирущих шашек цилиндрической формы из высокоэнергетических смесевых составов недетонирующего типа в требуемом объеме согласно горно-геологических условий выполнения работ и подсоединяется воспламенительное устройство 17 в сборе с кумулятивным зарядом 30, детонирующим устройством механического типа 18, гидроударным устройством 15 с ударником 16, соединенных с корпусом 14 и клапанным фильтром 13. Собранная компоновка манометрического блока 26, газогенератора 24 с кумулятивным воспламенителем 17, гидроударным устройством 15, корпусом 14 и клапанным фильтром 13 с помощью элеватора устанавливается на устье скважины. Вторым элеватором захватывается следующий блок приемного фильтра 10 и в вертикальном положении соединяется корпус депрессионной камеры 12 с корпусом нижнего приемного фильтра 13 с последующим блочным монтажом приемного клапанного фильтра 7 с приемным клапанным фильтром 10 и подсоединением пускового механизма 5 с блоком дистанционного контроля 4 и головкой 3. К геофизическому кабелю 1 устройство подсоединяется с помощью кабельного наконечника 2.

Устройство работает следующим образом. В процессе спуска в скважину с помощью датчиков блока дистанционного контроля осуществляется контроль уровня жидкости в стволе скважины, а по гамма-датчику производится точная установка устройства в интервал обработки с привязкой к геологическому разрезу. После установки устройства в требуемый интервал подается электрический ток по кабелю на электрогидромеханическую пусковую систему, с помощью которой открывается пусковой клапан 6 и обеспечивается доступ скважинной жидкости в верхний клапанный фильтр 7. Под действием гидростатического давления открываются верхний клапан фильтр 7 и все ниже расположенные клапаны приемных фильтров 10, 13, создавая депрессионное снижение давления в зоне расположения устройства. При открытии приемного клапана 13 под действием гидростатического давления ударником 16 производится ударное воздействие на механический взрыватель 18, возбуждая в нем высокоскоростную детонацию для инициирования кумулятивного заряда-воспламенителя 20, обеспечивающего с помощью глубокопроникающей кумулятивной струи надежное воспламенение газогенерирующего заряда 22 корпусного генератора давления 24 для создания импульса высокого давления в зоне расположения устройства в скважине газообразными продуктами горения, выходящими через продольные окна 23. Динамика изменения давления в скважине, отражающая весь гидродинамический процесс осуществляется с помощью автономных цифровых манометров, установленных в манометрическом блоке 26.

Динамика депрессионно-гидрогазоударного воздействия на продуктивный пласт устройствами по второму и третьему вариантам для создания совокупного гидрогазоимпульсного давления до 4,0-5,0 Ргст с целью раскрытия существующих и образования новых трещин с формированием депрессионно-репрессионного волнового процесса в инфразвуковом диапазоне частот при регистрации динамических параметров волн автономными цифровыми манометрами с частотой измерений 8,0-10,0 тысяч в секунду приведена в приложении №4.

Источники информации:

1. Комплексная технология и аппаратура на кабеле для ОПЗ эксплуатационных скважин с целью интенсификации притока. Авторы: В.Н. Рындин, Р.В. Китманов, В.Б. Тальнов. АО НПП «ВНИИГИС». Сб. «Современные технологические процессы в нефтедобыче». Октябрьский, 1998, стр.60-66.

2. Имплозивное устройство КИУ-1М. НПП «СИБНЕФТЕГАЗ». ТУ 6611-001-23580767-2002. Рекламные материалы.

3. Реализация метода георыхления для увеличения приемистости нагнетательной скважины. Авторы: Д. Климов, Ю. Коваленко, В. Караев. (Институт проблем механики РАН, НИЦ «Геомеханика и технология»). Научно-технический журнал «Технологии ТЭК», 2003, №4(11), стр.59-64.

4. Патент РФ №2123577, МКИ Е21В 37/00, 1998. Бюл. №35.

5. Патент РФ №2136874, МКИ Е21В 43/25, 1999. Бюл. №25.

6. Патент РФ №2176403, МКИ Е21В 43/25, 2001. Бюл. №33.

7. Добыча нефти и газа. Учебное пособие. Автор Абдуллин Ф.С.М., Недра, 1983, с.216-223, 238.

8. Патент РФ №2175059, С2, 7 Е21В 43/263. Газогенератор на твердом топливе с регулируемым импульсом давления для стимуляции скважин. Крощенко В.Д., Грибанов Н.И., Гайворонский И.Н., и др. Заявл. 06.10.1999. Опубл. 20.10.2001. Бюл. №29.

9. Патент РФ №2178072, С1, 7 Е21В 43/263. Заряд бескорпусной секционный для газогидравлического воздействия на пласт. Падерин М.Г., Газизов Ф.М., Ефанов Н.М., Державец А.С. и др. Заявл. 23.10.2000. Опубл. 10.01.2002. Бюл. №1.

10. Патент РФ №2183740, С1, 7 Е21В 43/263. Заряд бескорпусной секционный для газодинамического воздействия на пласт. Падерин М.Г., Газизов Ф.М., Ефанов Н.М., и др. Заявл. 22.08.2001. Опубл. 20.06.2002. Бюл.№17.

11. Патент РФ №2183741, С1, 7 Е21В 43/263. Способ газогидравлического воздействия на пласт. Падерин М.Г., Ефанов Н.М., и др. Заявл. 31.08.2001. Опубл. 20.06.2002. Бюл. №17.

12. Патент РФ №2187633, С1, 7 Е21В 43/263. Способ газогидравлического воздействия на пласт. Падерин М.Г., Ефанов Н.М., и др. Заявл. 28.08.2001. Опубл. 20.08.2002. Бюл. №23.

13. Патент РФ №2278252, С2, МПК Е21В 43/263. Способ газогидравлического воздействия на пласт. Падерин М.Г., Падерина Н.Г., и др. Заявл. 29.07.2004. Опубл. 20.06.2006. Бюл. №17.

14. Патент РФ №2 345215, С1, МПК Е21В 43/263. Способ газодинамического воздействия на пласт и устройство для его осуществления. Падерин М.Г., Падерина Н.Г. Заявл. 27.11.2007. Опубл. 27.01.2009. Бюл. №3.

15. Патент РФ №2363840, C1, МПК Е21В 43/263. Газогенератор для повышения продуктивности нефтяных и газовых скважин. Кольцова Э.М., Глебов М.Б., Женса А.В., Лазарев В.М. Заявл. 21.12.2007. Опубл. 10.08.2009.

16. Патент РФ №2275496, С2, МПК Е21В 43/117. Способ и устройство для кумулятивной перфорации нефтегазовых скважин (варианты). Корженевский А.Г., Корженевский А.А., Дияшев Р.Н., и др. Заявл. 22.07.2004. Опубл. 27.04.2006. Бюл. №12.

17. Патент РФ №2352770, С2, МПК Е21В 43/18. Способ и устройство для стимуляции работы нефтегазовых скважин (варианты). Корженевский А.Г., Корженевский А.А. и др. Заявл. 08.05.2007. Опубл. 20.04.2009. Бюл. №11.

18. Патент РФ №2138834, С1, 6 G01V 1/40, 3/18. Геофизический кабель (варианты) и способ исследования скважин. Корженевский А.Г., Корженевский А.А., Корженевская Т.А. Заявл. 25.12.98. Опубл. 27.09.99. Бюл. №27.

19. Патент РФ №2209450, С1, 7 G01V 1/52, 3/18, H01B 7/18. Грузонесущий геофизический кабель (варианты) и способ исследования наклонных и горизонтальных скважин. Корженевский А.Г., Корженевский А.А., Корженевская Т.А. Заявл. 14.01.2002. Опубл. 27.07.2003. Бюл. №21.

20. Интенсификация добычи вязкой нефти из карбонатных коллекторов. Авторы: Кудинов В.И., Сучков Б.М. Москва «НЕДРА» 1994. с.174.

21. Деформации горных пород. Издательство «Недра», Москва, 1966. с.49-66.

1. Устройство для интенсификации работы нефтегазовых скважин, включающее геофизический кабель и состоящее из приборной головки, блока дистанционного контроля, пускового механизма, депрессионного снаряда в виде двух и более приемных клапанных фильтров, соединенных между собой депрессионными камерами с атмосферным давлением, и автономного регистрационного блока, отличающееся тем, что применены приемные клапанные фильтры пневмогидроуравновешенной конструкции с проходными каналами диаметром 30-56 мм и общим пневмогидроканалом из депрессионных камер, каждая из которых длиной 1,5-3 м и более, обеспечивающие последовательное открытие всех клапанных фильтров в автоматическом режиме и создание в скважине депрессионной зоны протяженностью до 100 м и более, регулируемой количеством приемных фильтров и депрессионных камер, с величиной депрессии в пределах 0,1-0,9 Ргст, продолжительностью действия депрессии 0,3-3,5 с и более при управляемом коэффициенте воздействия на пласт Квп, равном 4,5 и более, оцениваемым отношением общей площади приемных клапанных фильтров к площади зазора между депрессионным устройством и скважиной, при этом кассеты приемных клапанов и нижняя депрессионная камера использованы в качестве контейнеров для сбора и подъема на поверхность извлеченного из пласта кольматанта и образцов горной породы, а в качестве пускового механизма применен электрогидравлический клапан, при открытии которого под действием гидростатического давления обеспечено открытие верхнего приемного клапанного фильтра с автоматическим открытием всех ниже расположенных приемных фильтров для создания гидроударного воздействия на перфорированный интервал падающим столбом скважинной жидкости импульсом давления 1,5-2,5 Ргст с последующим формированием депрессионно-репрессионного волнового процесса в инфразвуковом диапазоне частот при регистрации динамики изменения давления автономными цифровыми приборами в режиме реального времени с дискретностью 8,0-10,0 тыс. измерений в секунду, при этом для обеспечения противоаварийной устойчивости и продвижения устройства в скважинах с зенитным углом до 90° и более применен геофизический кабель многослойной конструкции диаметром 12-28 мм с разрывной прочностью 120-250 кН.

2. Устройство для интенсификации работы нефтегазовых скважин, включающее геофизический кабель и состоящее из приборной головки, блока дистанционного контроля, пускового механизма, многоэлементного депрессионного снаряда с корпусным газогенератором давления и автономного регистрационного блока, отличающееся тем, что применен грузонесущий геофизический кабель многослойной конструкции диаметром 12-28 мм и разрывной прочностью до 250 кН для доставки устройства в вертикальные и наклонно-направленные стволы скважин, осуществление привязки расположения устройства к геологическому разрезу гамма-методом и контроля изменения уровня жидкости с использованием датчиков блока дистанционного контроля, при этом для дистанционного запуска многоэлементного депрессионного снаряда применен электрогидравлический клапан, при открытии которого под действием гидростатического давления обеспечена возможность открытия верхнего приемного клапанного фильтра с последующим автоматическим открытием всех ниже расположенных приемных клапанных фильтров пневмогидроуравновешенной конструкции с проходными каналами диаметром 30-56 мм с общим пневмогидроканалом из депрессионных камер, длиной 1,5-12 м, обеспечивающих коэффициент раскрытия каждой камеры до 0,75 от площади поперечного сечения и создание в скважине депрессионной зоны протяженностью до 100 м и более, с величиной депрессии 0,7-0,9 Ргст и продолжительностью действия депрессии 0,3-3,5 с и более при коэффициенте воздействия на пласт Квп до 4,5 и более, определяемом отношением общей площади проходных каналов приемных клапанных фильтров к площади зазора между депрессионным устройством и скважиной, при этом нижний клапанный фильтр, совмещенный с адиабатическим воспламенителем, в автоматическом режиме посредством дифференциального поршня обеспечивает возможность создания требуемой температуры и давления для разрыва опорно-герметизирующего диска и воспламенение газогенерирующего твердотопливного заряда корпусного газогенератора для создания направленного синергетического ударного воздействия на перфорированный интервал продуктивного пласта падающим столбом скважинной жидкости в совокупности с газодинамическим воздействием и последующего формирования депрессионно-репрессионного волнового процесса в инфразвуковом диапазоне частот с регистрацией динамики изменения давления в режиме реального времени автономными цифровыми манометрами с частотой измерений 8,0-10,0 тысяч в секунду.

3. Устройство для интенсификации работы нефтегазовых скважин, включающее геофизический кабель и состоящее из приборной головки, блока дистанционного контроля, пускового механизма, многоэлементного депрессионного снаряда с корпусным газогенератором давления и автономного регистрационного блока, отличающееся тем, что применен грузонесущий геофизический кабель многослойной конструкции диаметром 12-28 мм и разрывной прочностью до 250 кН для доставки устройства в вертикальные и наклонно-направленные стволы скважин, осуществление привязки расположения устройства к геологическому разрезу гамма-методом и контроля изменения уровня жидкости с использованием датчиков блока дистанционного контроля, при этом для дистанционного запуска многоэлементного депрессионного снаряда применен электрогидравлический клапан, при открытии которого под действием гидростатического давления обеспечено открытие верхнего приемного клапанного фильтра с последующим автоматическим открытием всех ниже расположенных приемных клапанных фильтров пневмогидроуравновешенной конструкции с проходными каналами диаметром 30-56 мм с общим пневмогидроканалом из депрессионных камер, длиной 1,5-12 м, обеспечивающих коэффициент раскрытия каждой камеры до 0,75 от площади поперечного сечения и создание в скважине депрессионной зоны протяженностью до 100 м и более, с величиной депрессии 0,7-0,9 Ргст и продолжительностью действия депрессии 0,3-3,5 с и более при коэффициенте воздействия на пласт Квп до 4,5 и более, определяемом отношением общей площади проходных каналов приемных клапанных фильтров к площади зазора между депрессионным устройством и скважиной, при этом нижний клапанный фильтр, совмещенный с гидроударником, в автоматическом режиме посредством механического взрывателя имеет возможность произведения инициирования кумулятивного заряда-воспламенителя газогенерирующего твердотопливного заряда корпусного газогенератора для создания направленного синергетического ударного воздействия на перфорированный интервал продуктивного пласта падающим столбом скважинной жидкости в совокупности с газодинамическим воздействием и последующего формирования депрессионно-репрессионного волнового процесса в инфразвуковом диапазоне частот с регистрацией динамики изменения давления в режиме реального времени автономными цифровыми манометрами с частотой измерений 8,0-10,0 тысяч в секунду.

4. Способ интенсификации работы нефтегазовых скважин, включающий установку устройства на геофизическом кабеле в интервале продуктивного пласта, вскрытого перфорацией, приведение в действие депрессионного снаряда, отличающийся тем, что в качестве энергетической основы применена потенциальная энергия гидродинамической системы «скважина-многоэлементный депрессионный снаряд-пласт», выделяемая путем создания многоэлементным депрессионным снарядом депрессии с управляемой величиной, протяженностью зоны и продолжительностью действия при многократном знакопеременном воздействии на продуктивный пласт для очистки фильтрационных каналов и последующего гидроударного воздействия на перфорированный интервал падающим столбом скважинной жидкости с концентрацией энергии в интервале установки нижних клапанов депрессионного снаряда, используя нижерасположенный неподвижный уровень жидкости в качестве гидроупора для создания направленного импульса давления на продуктивный пласт для раскрытия существующих и образования новых трещин при естественном закреплении их частицами горной породы в результате необратимой деформации ее при циклической динамике воздействия импульсами давления с формированием депрессионно-репрессионного волнового процесса в инфразвуковом диапазоне частот с регистрацией динамических параметров волн для документирования и оценки завершенности работ, для чего применяют устройство по п.1.

5. Способ вызова нефтегазопритока из эксплуатируемых пластов разрабатываемого месторождения, включающий установку устройства на геофизическом кабеле в интервале продуктивного пласта, вскрытого перфорацией, приведение в действие депрессионного снаряда и создание депрессии, отличающийся тем, что применен многоклапанный депрессионный снаряд для создания депрессии при многократном знакопеременном динамическом воздействии на перфорированный интервал продуктивного пласта с достижением максимальных значений депрессии при 0,2-0,4 Рнасыщения газа для глубокой очистки фильтрационных каналов и обеспечения прорыва растворенного углеводородного газа из капиллярно-защемленных нефтесодержащих зон при регистрации динамики микропрорывов автономными цифровыми манометрами в реальном времени, для чего применяют устройство по п.1.

6. Способ очистки фильтрационных каналов с отбором образцов горной породы из эксплуатируемых пластов разрабатываемого месторождения, включающий установку устройства на геофизическом кабеле в интервале продуктивного пласта, вскрытого перфорацией, приведение в действие депрессионного снаряда и создание депрессии, отличающийся тем, что применен многоклапанный депрессионный снаряд для создания депрессии при многократном знакопеременном гидродинамическом воздействии в диапазоне от 1,0 до 10,0 МПа на продуктивный пласт, вскрытый перфорационными каналами с входным диаметром 8-26 мм и глубиной 250-1000 мм для кратного ослабления сцепления частиц горной породы для последующего отрыва и извлечения их депрессионным потоком пластовой жидкости в клапанные каналы депрессионного снаряда с осаждением в клапанных кассетах, для чего применяют устройство по п.1.

7. Способ выделения зон трещинообразования и привязки их к геологическому разрезу при гидроударном воздействии на продуктивный пласт нефтегазовых скважин, включающий установку устройства на геофизическом кабеле в интервале продуктивного пласта, вскрытого перфорацией, приведение в действие депрессионного снаряда и создание депрессии, отличающийся тем, что создают депрессионную зону протяженностью до 100 м и более с величиной депрессии до 0,9 Ргсх и времени действия депрессии 0,3-3,5 с для создания гидроударного воздействия на перфорированный интервал продуктивного пласта падающим столбом скважинной жидкости для раскрытия существующих и образования новых трещин, при этом для выделения зон трещинообразования применен амплитудный параметр гидроударного воздействия, фиксирующий зоны раскрытия трещин локальным снижением давления Ргдв до значений Ргст и ниже, которые при обработке в комплексе результатами геофизических исследований могут быть привязаны к геологическому разрезу скважины, для чего применяют устройство по п.1.

8. Способ интенсификации работы нефтегазовых скважин, включающий установку устройства на геофизическом кабеле в интервале продуктивного пласта, вскрытого перфорацией, приведение в действие депрессионного снаряда с газогенератором, отличающийся тем, что создают депрессионную зону управляемыми по величине Рдеп до 0,9 Ргст и времени действия депрессии 0,3-3,5 с с коэффициентом воздействия на пласт, равном 4,5 и более для создания направленного гидрогазодинамического ударного воздействия на перфорированный интервал продуктивного пласта падающим столбом скважинной жидкости в совокупности с газодинамическим при автоматическом запуске корпусного газогенератора давления с адиабатическим или кумулятивным воспламенителем для создания синергетического гидрогазодинамического импульса давления до 4,0-5,0 Ргст для уверенного разрыва пластов при естественном закреплении трещин частицами горной породы в результате необратимой деформации ее при циклической динамике воздействия с оценкой реакции пласта по амплитудным и волновым параметрам, регистрируемым в реальном времени автономными цифровыми манометрами, для чего применяют устройство по п.2 или 3.



 

Похожие патенты:

Группа изобретений может быть использована в нефтегазодобывающей промышленности для интенсификации скважин. Обеспечивает повышение эффективности способа и безотказности работы устройства.

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.

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.

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 в пласт в системе поддержания пластового давления в процессе разработки нефтяных месторождений. 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. 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 обратный клапан, пропускающий снизу вверх. Согласно изобретению полый цилиндрический клапан ниже внутренней цилиндрической выборки корпуса оснащен радиальными окнами. Ниже радиальных окон цилиндрический клапан снабжен сменной втулкой со сквозными окнами сверху. При этом в сменную втулку установлен глухой стержень, оснащенный сверху радиальным сквозным отверстием, в которое установлен палец, вставленный в радиальные окна полого цилиндрического клапана и жестко зафиксированный в корпусе. Глухой стержень имеет возможность ограниченных возвратно-поступательных осевых перемещений совместно с корпусом относительно сменной втулки с полым цилиндрическим клапаном с возможностью циклического открытия и закрытия сквозных отверстий сменной втулки в процессе закачки жидкости в устройство. 2 ил.
Наверх