Способ обработки и очистки призабойной зоны скважины и устройство для его осуществления

Группа изобретений относится к нефтедобывающей отрасли, в частности к увеличению притока нефти на добывающих скважинах и приемистости нагнетательных скважин. Способ включает формирование компрессионного перепада давления между призабойной зоной пласта и полостью насосно-компрессорных труб путем закачки флюида, стравливание давления при передвижении флюида из призабойной зоны к дневной поверхности, создание периодических импульсов давления в призабойной зоне пласта, повторение этапов стравливания и создания импульсов давления; контроль за этими этапами. Перепад давления создают путем закачки флюида в скважину при создании заданного давления в первом ресивере в течение подпериода нагнетания, а сброс до заданного давления производят при открытии клапана управления в течение подпериода сброса через первый ресивер. Давление контролируют по устьевому датчику и датчику давления призабойной зоны. При достижении максимальной скорости установившегося потока флюида в затрубном пространстве за подпериод нагнетания приводят в действие погружной отсекатель потока. При достижении максимального давления за подпериод нагнетания в призабойной зоне пласта подключают второй ресивер. Повышается эффективность и стабильность работы скважины. 2 н.п. ф-лы, 3 ил.

 

Изобретение относится к области нефтедобывающей промышленности, а именно к способам увеличения притока нефти на добывающих скважинах и приемистости нагнетательных скважин.

Известен способ очистки призабойной зоны скважин импульсным дренированием, включающий формирование депрессионного перепада давления между призабойной зоной пласта и полостью насосно-компрессорных труб, путем спуска в скважину герметичной колонны насосно-компрессорных труб, заполненной воздухом при атмосферном давлении, с прерывателем и пакером на нижнем конце, установки пакера в скважине выше, а прерывателя напротив интервала перфорации, стравливание давления при интенсивном передвижении флюида из призабойной зоны пласта по насосно-компрессорным трубам к дневной поверхности при открытии прерывателя, создание периодических импульсов давления в призабойной зоне пласта путем коммутации прерывателем потока жидкости, см. "Метод КИИ", Попова А.А. Ударные воздействия на призабойную зону скважин. М., Недра, 1990 г., с. 46-47.

Известен также способ очистки призабойной зоны скважин импульсным дренированием, включающий формирование депрессионного перепада давления между призабойной зоной и пласта и полостью насосно-компрессорных труб путем спуска в обсадную колонну скважины колонны насосно-компрессорных труб с прерывателем и пакером на нижнем конце, установки пакера в скважине выше, а прерывателя напротив интервала перфорации, спуска в колонну насосно-компрессорных труб плунжера с клапаном на канате и создание разрежения в насосно-компрессорных трубах при подъеме плунжера наземным тяговым устройством внутри полости прерывателя, стравливание давления при интенсивном передвижении флюида из призабойной зоны пласта по насосно-компрессорным трубам к дневной поверхности в момент открытия плунжером отверстий в прерывателе, создание периодических импульсов давления в призабойной зоне пласта путем коммутации прерывателем потока жидкости при возвратно-поступательном движении плунжера, см. "Метод многократной депрессии", Попова А.А. Ударные воздействия на призабойную зону скважин. М., Недра, 1990 г., с. 108-109.

Недостатками вышеуказанных способов являются их малая эффективность из-за значительных затрат на спуск-подъем скважинного оборудования, невозможность контроля и регулирования процесса обработки и очистки призабойной зоны скважин.

Наиболее близким по технической сущности является способ обработки и очистки призабойной зоны скважины импульсным дренированием, включающий формирование компрессионного перепада давления между призабойной зоной пласта и полостью насосно-компрессорных труб путем закачки флюида, стравливание давления при передвижении флюида из призабойной зоны к дневной поверхности, создание периодических импульсов давления в призабойной зоне пласта, повторение этапов стравливания и создания импульсов давления, контроль за этими этапами на каждом цикле при одной и той же производительности закачки флюида, при этом депрессионный перепад давления между призабойной зоной пласта и полостью насосно-компрессорных труб создают путем закачки флюида в скважину при создании заданного давления в ресивере в течение подпериода нагнетания, а сброс до заданного давления производят при открытии клапана управления в течение подпериода сброса через ресивер, который соединен со скважиной, при этом давление контролируют по устьевому датчику и датчику давления призабойной зоны.

Устройство для осуществления способа обработки и очистки призабойной зоны скважин импульсным дренированием, содержащее скважину с обсадной колонной и интервалом перфорации в ней на уровне призабойной зоны пласта с устьевой арматурой, содержащей насосно-компрессорные трубы, выкидную линию из насосно-компрессорных труб, установленных в скважине от интервала перфорации до устьевой арматуры и после нее, наземную сборную емкость с отверстием для связи с атмосферным давлением, к которой подсоединена внескважинная часть выкидной линии, при этом насосно-компрессорные трубы дополнены хвостовиком из груб меньшего внутреннего диаметра, чем насосно-компрессорные трубы, устройство снабжено ресивером с датчиком давления, считывающим электронным устройством, последовательно соединенным с датчиком давления, таймером, приемной трубой затрубного пространства, которая смонтирована на устьевой арматуре и соединена выкидной линией с нижней частью ресивера, насосом, который установлен между внескважинной частью насосно-компрессорных труб и верхней частью сборной емкости, клапаном управления с приводом от считывающего электронного устройства и от таймера, причем клапан управления установлен в выкидной линии между устьевой арматурой и нижней частью сборной емкости, а нижний конец хвостовика расположен в призабойной зоне пласта ниже интервала перфорации, на котором смонтирован датчик давления призабойной зоны, см. RU Патент №2272902, МПК Е21В 43/25 (2006.01), 2006.

Недостатками указанного способа и устройства для его осуществления являются недостаточная обработка и очистка призабойной зоны для эффективной и стабильной работы скважины.

Задачей изобретения является повышение эффективности и стабильности работы скважины при сохранении структуры коллектора.

Техническая задача решается тем, что в способе обработки и очистки призабойной зоны скважины импульсным дренированием, включающем формирование компрессионного перепада давления между призабойной зоной пласта и полостью насосно-компрессорных труб путем закачки флюида, стравливание давления при передвижении флюида из призабойной зоны к дневной поверхности, создание периодических импульсов давления в призабойной зоне пласта, повторение этапов стравливания и создания импульсов давления, контроль за этими этапами на каждом цикле при одной и той же производительности закачки флюида, при этом депрессионный перепад давления между призабойной зоной пласта и полостью насосно-компрессорных труб создают путем закачки флюида в скважину при создании заданного давления в первом ресивере в течение подпериода нагнетания, а сброс до заданного давления производят через первый ресивер при открытии клапана в течение подпериода сброса, при этом давление контролируют по устьевому датчику и датчику давления призабойной зоны, согласно изобретению при достижении максимальной скорости установившегося потока флюида в затрубном пространстве за подпериод нагнетания приводят в действие погружной отсекатель потока, а при достижении максимального давления за подпериод нагнетания в призабойной зоне пласта подключают второй ресивер.

Техническая задача решается также устройством для осуществления способа обработки и очистки призабойной зоны скважины импульсным дренированием, содержащим скважину с обсадной колонной и интервалом перфорации в ней на уровне призабойной зоны пласта с устьевой арматурой, содержащей насосно-компрессорные трубы, которые дополнены хвостовиком из труб меньшего внутреннего диаметра, чем насосно-компрессорные трубы, а нижний конец хвостовика расположен в призабойной зоне пласта ниже интервала перфорации, на котором смонтирован датчик давления призабойной зоны, выкидную линию из насосно-компрессорных труб, установленных в скважине от интервала перфорации до устьевой арматуры и после нее, сборная емкость соединена с затрубным пространством, устройство снабжено первым ресивером с датчиком давления, считывающим электронным устройством, последовательно соединенным с датчиком давления, таймером, приемной трубой, которая соединена с нижней частью первого ресивера, соединенной с насосно-компрессорной трубой, устройство снабжено насосом, который установлен между трубами, соединяющими затрубное пространство скважины с нижней частью сборной емкости, клапаном сброса с приводом от считывающего электронного устройства и от таймера, причем клапан сброса установлен в выкидной линии между устьевой арматурой и нижней частью сборной емкости, согласно изобретению первый ресивер соединен с насосно-компрессорной трубой скважины, устройство дополнительно снабжено вторым ресивером, который через автоматически регулируемый клапан соединен с затрубным пространством скважины, а хвостовик дополнительно снабжен погружным отсекателем потока.

Решение технической задачи позволяет повысить эффективность и стабильность работы скважины путем раскрытия плохопроницаемых пор пласта, а при использовании во флюидах жидких или капсулированных реагентов позволяет добиться глубокого и равномерного их распределения при сохранении структуры коллектора за счет использования при обработке и очистке призабойной зоны эффекта стоячих волн и несимметричных пульсаций мягкого воздействия на пористое пространство коллектора.

На Фиг. 1 представлена принципиальная схема устройства; на Фиг. 2 представлена временная диаграмма работы устройства; на Фиг. 3 представлен график временной зависимости изменения величины расхода флюида в призабойной зоне пласта.

Устройство, см. Фиг. 1, содержит скважину 1 с обсадной колонной 2 и интервалом перфорации 3 на уровне призабойной зоны пласта 4 с устьевой арматурой 5, первый ресивер 6 с датчиком давления 7, считывающее электронное устройство 8, последовательно соединенное с датчиками давления 7, таймером 9, выкидную линию, состоящую из насосно-компрессорных труб 11, которые дополнены хвостовиком 10, собранным из насосно-компрессорных труб с меньшим внутренним диаметром, чем трубы 11, погружного клапана-отсекателя 22, приемную трубу 15, которая смонтирована на одной стороне устьевой арматуры 5, соединена трубой 12 с нижней частью первого ресивера 6, соединенной с насосно-компрессорной трубой, клапан сброса 16 с приводом 17 от считывающего устройства 8 и от таймера 9, причем клапан сброса 16 установлен между трубой 13 и затрубным пространством скважины, насос 18 установлен между трубами 14, соединяющими затрубное пространство скважины с нижней частью сборной емкости 19, сборная емкость 19 с отверстием 20 для связи с атмосферой соединена с затрубным пространством. Скважинную часть откидной линии собирают по мере спуска в обсадную колону 2 с таким подбором труб, чтобы хвостовик 10 по окончании спуска скважинной части выкидной линии находился ниже интервала перфорации 3, при этом на хвостике 10 смонтирован датчик давления 21 призабойной зоны. Заявляемое устройство снабжено вторым ресивером 24. Первый ресивер 6 соединен с насосно-компрессорной трубой 11 скважины 1, а второй ресивер 24 через автоматически регулируемый клапан 23 соединен с затрубным пространством. Нагнетание насосом 18 из сборной емкости 19 производится в затрубное пространство, сброс флюида осуществляется из затрубного пространства через автоматически регулируемый клапан сброса 16.

Способ обработки и очистки призабойной зоны скважины импульсным дренированием, см. Фиг. 2, включает формирование компрессионного перепада давления между призабойной зоной пласта и полостью насосно-компрессорных труб путем закачки флюида из сборной емкости, стравливание давления при передвижении флюида из призабойной зоны к дневной поверхности. Периодические импульсы давления в призабойной зоне пласта, повторение этапов сброса и создания импульсов давления, контроль за этими этапами на каждом цикле осуществляют при одной и той же производительности закачки флюида, при этом депрессионный перепад давления между призабойной зоной пласта и полостью насосно-компрессорных труб создают путем закачки флюида в скважину при создании заданного давления в первом ресивере 6, нижняя часть которого соединена посредством приемной трубы 15 с насосно-компрессорной трубой скважины, в течение подпериода нагнетания, а сброс до заданного давления через первый ресивер производят при открытии клапана в течение подпериода сброса.

Формирование компрессионного перепада давления между призабойной зоной пласта и полостью насосно-компрессорных труб ведут путем закачки флюида из сборной емкости 19, которая соединена с затрубным пространством. Насос 18 установлен между трубами 14, соединяющими затрубное пространством скважины с нижней частью сборной емкости. Сброс давления осуществляют путем открытия клапана сброса 16, что вызывает передвижение флюида из призабойной зоны к дневной поверхности по затрубному пространству. При этом давление контролируют по устьевому датчику и датчику давления призабойной зоны. При достижении максимальной скорости установившегося потока флюида в затрубном пространстве за подпериод нагнетания приводят в действие погружной отсекатель потока 22, а при достижении максимального давления за подпериод нагнетания в призабойной зоне пласта подключают второй ресивер 24.

То есть посредством насоса 18 флюид - нефтяной растворитель, который может содержать жидкий или капсулированный реагент, из сборной емкости 19 закачивают через затрубное пространство в насосно-компрессорные трубы 11 и хвостовик 10, после чего флюид поднимается вверх к устьевой арматуре 5. При достижении максимальной скорости потока флюида в затрубном пространстве приводят в действие погружной отсекатель потока 22, что интенсифицирует физико-химические процессы воздействия на призабойную зону скважины. Сигнал на "закрытие" и "открытие" клапана-отсекателя осуществляют через таймер, где задается время "закрытия" T₁ (порядка 5-50 сек) и время "открытия" Т₂ (порядка 6-60 сек).

В начале подпериода нагнетания содержимое капсул оказывается в зоне перфорации скважины, откуда залавливается непосредственно в толщу пласта при дальнейшем нагнетании. Меняя амплитудно-частотные характеристики пульсационного воздействия, подбирают необходимую концентрацию реагента. Подпериод сброса позволяет эжектировать продукты реакции из пористой среды нефтяного коллектора и транспортировать их далее к устью.

В подпериод закачки флюида формируют давление в воздушной подушке первого ресивера 6. При достижении в ресивере заданного давления (1,5-4 МПа) через считывающее электронное устройство подается сигнал на привод, открывается клапан 23 второго ресивера 24. Сигнал на "открытие" клапана второго ресивера может быть осуществлен через таймер 9.

Посредством открытия второго ресивера флюид из затрубного пространства заполняет второй ресивер 24 до минимального объема в нем газовой шапки. Граница фаз в ресивере отражает импульс давления, вызванный открытием клапана 23. После преодоления сил инерции потока газовая шапка в ресивере начинает расширяться, формируя стоячую волну в скважине с максимумом амплитуды на глубине перфорации. Посредством этого в призабойной зоне пласта возникают перетоки флюида в системе пор коллектора, которые способствуют более глубокому и равномерному распределению реагента в нем. Сигнал на "открытие" и "закрытие" клапана второго ресивера 24 осуществляют через таймер 9, где задается время "открытия" Т₃ (порядка 50-100 сек) и время "закрытия" Т₄ (порядка 60-200 сек). Далее открывается клапан сброса 16, через который происходит сброс флюида (жидкости) из скважины через устьевую арматуру в сборную емкость 19. При достижении в первом ресивере 6 нижней величины заданного давления поступает сигнал на считывающее электронное устройство, далее на привод и клапан сброса 16 закрывается. Сигнал на "закрытие" и "открытие" клапана сброса может быть осуществлен также и через таймер 9, где задается время подпериод нагнетания τ_наг (порядка 60-150 сек) и время подпериода сброса τ_сброс (порядка 100-300 сек), далее циклы периодических пульсаций повторяются, т.е. в подпериоды нагнетания клапан сброса закрыт, а в подпериоды сброса открыт, см. Фиг. 2. Срабатыванию клапана слива соответствует время Т₅.

Динамика движения жидкости в скважине и ресиверах представлена на Фиг. 3 в зависимости от времени, при следующих параметрах: подпериод нагнетания τ_наг составляет 150 с и подпериод сброса τ_сброс составляет 150 с, время срабатывания погружного отсекателя составляет 8 с при времени T₁ - время начала срабатывания клапана 12 с, и времени Т₂ - окончание работы отсекателя 20 с при следующих исходных данных: глубина скважины составляет 1500 м, размер ресиверов при радиусе, равном 0,3 м, высотой 1 м, параметры насоса - рабочее давление нагнетания 20 атм, расход флюида 0,3 м³/мин, проницаемость пласта 1 мкм², вязкость флюида 0,35·10^-3 Па·с, и плотность флюида равна 750 кг/м³. Рассмотрена модель призабойной зоны без кальматации и скин-эффекта с приемом флюида.

На графике четко выражены пики повышения расхода флюида в пласт при срабатывании отсекателя потока на 12-й секунде, 312 секунде, 612 секунде, что приводит к раскрытию плохо проницаемых микропор и подготовке призабойной зоны пласта к принятию основного объема флюида или флюида с реагентом. Далее наблюдается постепенное увеличение расхода флюида практически в два раза от первоначального уровня расхода и последующая стабилизация на 110 секунде, 380 секунде, 680 секунде. Включения сливного клапана соответствуют 150 секунде, 450 секунде, 750 секунде, которые характеризуют возвращение расхода флюида на исходный уровень.

Таким образом, заявляемый объект по сравнению с прототипом позволяет повысить эффективность и стабильность работы скважины путем раскрытия плохопроницаемых пор пласта, а при использовании во флюидах жидких или капсулированных реагентов позволяет добиться глубокого и равномерного их распределения при сохранении структуры коллектора за счет использования при обработке и очистке призабойной зоны эффекта стоячих волн и несимметричных пульсаций мягкого воздействия на пористое пространство коллектора.

1. Способ обработки и очистки призабойной зоны скважины импульсным дренированием, включающий формирование компрессионного перепада давления между призабойной зоной пласта и полостью насосно-компрессорных труб путем закачки флюида, стравливание давления при передвижении флюида из призабойной зоны к дневной поверхности, создание периодических импульсов давления в призабойной зоне пласта, повторение этапов стравливания и создания импульсов давления, контроль за этими этапами на каждом цикле при одной и той же производительности закачки флюида, при этом депрессионный перепад давления между призабойной зоной пласта и полостью насосно-компрессорных труб создают путем закачки флюида в скважину при создании заданного давления в первом ресивере в течение подпериода нагнетания, а сброс до заданного давления производят через первый ресивер при открытии клапана в течение подпериода сброса, при этом давление контролируют по устьевому датчику и датчику давления призабойной зоны, отличающийся тем, что при достижении максимальной скорости установившегося потока флюида в затрубном пространстве за подпериод нагнетания приводят в действие погружной отсекатель потока, а при достижении максимального давления за подпериод нагнетания в призабойной зоне пласта подключают второй ресивер.

2. Устройство для осуществления способа обработки и очистки призабойной зоны скважины импульсным дренированием, содержащее скважину с обсадной колонной и интервалом перфорации в ней на уровне призабойной зоны пласта с устьевой арматурой, содержащей насосно-компрессорные трубы, которые дополнены хвостовиком из труб меньшего внутреннего диаметра, чем насосно-компрессорные трубы, а нижний конец хвостовика расположен в призабойной зоне пласта ниже интервала перфорации, на котором смонтирован датчик давления призабойной зоны, выкидную линию из насосно-компрессорных труб, установленных в скважине от интервала перфорации до устьевой арматуры и после нее, сборная емкость соединена с затрубным пространством, устройство снабжено первым ресивером с датчиком давления, считывающим электронным устройством, последовательно соединенным с датчиком давления, таймером, приемной трубой, которая соединена с нижней частью первого ресивера, соединенной с насосно-компрессорной трубой, устройство снабжено насосом, который установлен между трубами, соединяющими затрубное пространство скважины с нижней частью сборной емкости, клапаном сброса с приводом от считывающего электронного устройства и от таймера, причем клапан сброса установлен в выкидной линии между устьевой арматурой и нижней частью сборной емкости, отличающееся тем, что первый ресивер соединен с насосно-компрессорной трубой скважины, устройство дополнительно снабжено вторым ресивером, который через автоматически регулируемый клапан соединен с затрубным пространством скважины, а хвостовик дополнительно снабжен погружным отсекателем потока.